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CENTRO FEDERAL DE EDUCAÇÃO
TECNOLÓGICA DE MINAS GERAIS
DEPARTAMENTO DE ENSINO SUPERIOR
ENGENHARIA ELÉTRICA
ESTUDO DA VIABILIDADE ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO DE
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Henrique de Lara Morais
09/02/2015
CENTRO FEDERAL DE EDUCAÇÃO TECNOLÓGICA DE MINAS GERAIS DEPARTAMENTO DE ENSINO SUPERIOR Av. Amazonas, 5253 – Nova Suíça – Belo Horizonte/MG –Brasil CEP: 30.421-169 Telefone: +55 (31) 3319-7000
Henrique de Lara Morais
ESTUDO DA VIABILIDADE ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO DE
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Trabalho de Conclusão de Curso submetido
à banca examinadora designada pelo
Colegiado do Departamento de Engenharia
Elétrica do Centro Federal de Educação
Tecnológica de Minas Gerais, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do
grau de bacharel em Engenharia Elétrica.
Orientadora: Patrícia Romeiro da Silva Jota.
Centro Federal de Educação Tecnológica de
Minas Gerais.
Belo Horizonte
CEFET-MG
2015
Aos meus pais, Eugênia e Sebastião,
e familiares.
Agradecimentos
Primeiramente gostaria de agradecer aos meus pais, Eugênia e Sebastião por sempre
estarem ao meu lado.
Ao CEFET por mais uma vez ter me proporcionado evoluir profissional e academicamente.
À professora orientadora Patrícia Romeiro da Silva Jota por toda paciência, apoio e
contribuições durante o trabalho.
Aos amigos(as) da GAL por todos os momentos de suporte e colaboração.
À minha namorada Aline Lopes pela inestimável ajuda nos textos, compreensão e incentivo.
Ao Euler, por disponibilizar os dados para análise.
A todos que direta ou indiretamente ajudaram na elaboração deste trabalho.
Resumo
A evolução dos sistemas de distribuição de energia elétrica não acompanhou a
exponencial evolução da eletrônica, ficando algumas décadas parada no tempo. O setor
carece, a cada dia, de melhoramento, uma vez que a solicitação e demanda incrementam
o estresse causado no sistema, onerando os custos de manutenção, expansão e
funcionamento.
A fim de reduzir estes custos, melhorar a confiabilidade e segurança da rede, bem
como contribuir para um ambiente sustentável e limpo, desenvolve-se então o conceito
dos Smart Grids, ou Redes Inteligentes.
Apesar de ser um conceito relativamente novo no Brasil, o governo tem tomado
ações, muitas delas espelhadas em estratégias bem sucedidas desenvolvidas fora do
país, no sentido de criar uma matriz energética mais limpa, robusta e confiável.
Por meio da análise das mais atuais legislações federais e estaduais a respeito do
tema, este trabalho realiza uma investigação da viabilidade econômica da implantação
de sistemas de micro e minigeração distribuída em um ambiente de compensação de
energia, através do manuseio de curvas de demanda, incidência de radiação solar e
outros artefatos necessários na construção do entendimento das reais possibilidades da
instalação do sistema, bem como o cálculo do tempo de retorno do investimento.
Dada a complexidade do problema, uma vez que há o envolvimento de diversas
variáveis para o cálculo do melhor projeto a ser implantado, a metodologia utilizada
possibilita a conclusão de qual o melhor sistema a ser instalado para determinados tipos
de usuários.
Para tanto, o ambiente escolhido foi a RMBH - Região Metropolitana de Belo
Horizonte, localizada no estado de Minas Gerais, no qual a concessão para fornecimento
de energia é de responsabilidade da CEMIG – Companhia Energética de Minas Gerais. O
consumidor tratado é aquele atendido em baixa tensão (B1, na classificação dada pela
ANEEL).
Abstract
The evolution of electric power distribution systems did not follow the
exponential evolution of electronics, being stuck some decades. The sector lacks of
improvement every day, since the request and demand increment the stress in the
system, burdening the costs of maintenance, expansion and operation.
In order to reduce costs, improve reliability and network security, as well as
contribute to sustainable and clean environment, come along the concept of Smart Grids.
Despite being a new concept in Brazil, the government has taken actions, many of
them mirrored in successful strategies developed outside the country, in order to create
a cleaner, more robust and reliable energy matrix.
Through the analysis of the most current federal and state laws on the subject,
this paper conducts an investigation of the technical and economic feasibility of
installing a system of distributed micro generation, introduced in an energy
compensation environment, through the handling of demand curves, with sunlight and
other required artifacts for a complete view of the real possibilities to introduce this
system, as well as the time required to return the investment.
To this end, the environment chosen for the study is the RMBH – Região
Metropolitana de Belo Horizonte, located in the state of Minas Gerais, in which the
concession to supply residential power is the responsibility of CEMIG - Companhia
Energética de Minas Gerais. The treaty consumer is the one served at low voltage (B1, in
ANEEL classification).
Sumário
Resumo ................................................................................................................................................. 5
Abstract ................................................................................................................................................ 6
Sumário ................................................................................................................................................ 7
Lista de Figuras .............................................................................................................................. 10
Lista de Tabelas .............................................................................................................................. 11
Lista de Abreviações ..................................................................................................................... 12
Capítulo 1 ......................................................................................................................................... 13
1.1. Relevância do Tema em Investigação ........................................................................................ 13
1.2. Objetivos do Trabalho ....................................................................................................................... 14
1.3. Metodologia ........................................................................................................................................... 14
1.4. Organização do Trabalho ................................................................................................................. 14
Capítulo 2 ......................................................................................................................................... 16
2.1. Smart Grid .............................................................................................................................................. 16
2.1.1. Conceitos ...................................................................................................................................................... 17
2.1.2. Smart Grid no Âmbito Global ............................................................................................................... 18
2.1.2.1. Japão ...................................................................................................................................................... 18
2.1.2.2. China ...................................................................................................................................................... 19
2.1.2.3. Europa ................................................................................................................................................... 19
2.1.2.4. Estados Unidos .................................................................................................................................. 21
2.1.2.5. Visão Global ........................................................................................................................................ 24
Capítulo 3 ......................................................................................................................................... 26
3.1. Tarifação da Energia .......................................................................................................................... 26
3.1.1. Modelo Tarifário Atual ........................................................................................................................... 26
3.1.2. Modelo de Tarifação Horosazonal ..................................................................................................... 27
3.1.2.1. Tarifa Branca ...................................................................................................................................... 28
Capítulo 4 ......................................................................................................................................... 31
4.1. Micro e Minigeração Distribuída .................................................................................................. 31
4.1.1. Conceituação ............................................................................................................................................... 31
4.1.2. Rotina Para Aquisição de Acesso ........................................................................................................ 32
4.1.3. Sistema de Medição .................................................................................................................................. 33
4.1.4. Tributação Federal e Estadual ............................................................................................................. 33
4.1.4.1. Tributos Federais: PIS/COFINS .................................................................................................. 33
4.1.4.2. Tributação Estadual: ICMS ........................................................................................................... 34
4.1.4.2.1. Incentivo do Governo de Minas Gerais ........................................................................... 34
4.1.4.3. Visão da ANEEL Sobre o Sistema de Tributação ................................................................. 35
4.2. O Sistema de Compensação de Energia Elétrica .................................................................... 35
Capítulo 5 ......................................................................................................................................... 37
5.1. O Sistema de Geração Fotovoltaico ............................................................................................. 37
5.1.1. Bloco Gerador ............................................................................................................................................. 38
5.1.1.1. Módulos Fotovoltaicos ................................................................................................................... 38
5.1.1.1.1. Características Construtivas ............................................................................................... 38
5.1.1.1.2. Características Elétricas ....................................................................................................... 39
5.1.2. Bloco Condicionador ............................................................................................................................... 40
5.1.2.1. Inversores de Frequência ............................................................................................................. 41
Capítulo 6 ......................................................................................................................................... 42
6.1. Atlas Brasileiro de Energia Solar .................................................................................................. 42
Capítulo 7 ......................................................................................................................................... 45
7.1. Relação Custo x Disponibilidade .................................................................................................. 46
7.2. Preço dos Módulos Fotovoltaicos no Mercado Internacional .......................................... 46
7.3. Preço dos Inversores de Linha no Mercado Internacional ............................................... 47
7.4. Demais Custos ...................................................................................................................................... 48
7.5. Metodologia Aplicada para Apuração dos Custos de Implantação de um SGFV no
Brasil ................................................................................................................................................................. 48
Capítulo 8 ......................................................................................................................................... 50
8.1. Determinação do Consumidor Alvo ............................................................................................ 51
8.2. Análise das Curvas de Demanda ................................................................................................... 52
8.3. Avaliação do Recurso Solar Disponível na Região de Interesse ..................................... 55
8.4. Energia Gerada e Potência Instalada .......................................................................................... 56
8.5. Análise da Fatura Mensal de Energia ......................................................................................... 58
8.6. Sobreposição da Curva de Demanda e da Curva de Geração ........................................... 60
8.7. Análise Econômica .............................................................................................................................. 63
8.7.1. Dados Preliminares .................................................................................................................................. 63
8.7.2. Informações Técnicas ............................................................................................................................. 64
8.7.3. Potência a Instalar .................................................................................................................................... 64
8.7.4. Custo de Cada Sistema ............................................................................................................................ 65
8.7.5. Fluxo de Caixa............................................................................................................................................. 66
8.7.6. Prazo de Retorno de Investimento (PRI) ........................................................................................ 68
8.7.7. Análise dos Resultados ........................................................................................................................... 69
Capítulo 9 ......................................................................................................................................... 70
Bibliografia ...................................................................................................................................... 72
Lista de Figuras
Figura 2.1 - Quantitativo de projetos e suas respectivas faixas de custo. ..................................................................... 20
Figura 2.2 - Quantitativo de projetos P&D e Experimentação/Implantação por país (Covrig, et al., 2014). 20
Figura 2.3 - Localização geográfica dos projetos que fazem parte do programa SGIG (U.S Department of
Energy, 2013). ............................................................................................................................................................................. 22
Figura 2.4 - Percentual de trabalhos realizados (U.S Department of Energy, 2013). .............................................. 23
Figura 2.5 - Custos realizados e planejados aos cofres públicos (U.S Department of Energy, 2013). ............. 23
Figura 2.6 - Implementação de redes inteligentes e integradas pelo mundo (Google Inc., 2014). ................... 25
Figura 3.1 - Gráfico comparativo entre diferentes modalidades tarifárias (ANEEL, s.d.). .................................... 29
Figura 4.1 - Procedimentos para acesso à rede de distribuição (ANEEL, 2014). ...................................................... 32
Figura 4.2 - Ciclo de faturamento no SISCEE. Elaboração própria. .................................................................................. 36
Figura 5.1 - Modelos de módulos fotovoltaicos comerciais (LEVAH, 2015). .............................................................. 38
Figura 5.2 - Curva característica IxV de uma célula fotovoltaica. Adaptada de (CRESESB, 2015). .................... 39
Figura 5.3 – Curvas IxV para diferentes temperaturas. Adaptada de (ITACA, 2015). ............................................. 40
Figura 5.4 - Curvas IxV para diferentes valores de irradiância solar. Adaptada de (NABCEP, 2005). ............. 40
Figura 6.1 - Mapa da Radiação Solar Horizontal. Retirado de (Pereira, Martins, Abreu, & Rüter, 2006). ...... 43
Figura 7.1 - Curva do preço médio dos painéis de 2000 a 2011. Adaptada de (EPIA, 2011). ............................. 47
Figura 8.1 – Diagrama de organização das atividades a serem realizadas. ................................................................. 50
Figura 8.2 - Classificação dos consumidores atendidos pela rede CEMIG. Retirado de (ESCHER, 2012). ..... 51
Figura 8.3 - Curva de demanda do consumidor Faixa 3 - Tipo 12. Tipologia que representa 19,19% dos
consumidores na faixa de consumo de 221 a 350 kWh. Elaboração própria a partir de dados de
(ESCHER, 2012). ......................................................................................................................................................................... 54
Figura 8.4 - Curva de demanda do consumidor Faixa 4 - Tipo 13. Tipologia que representa 15,31% dos
consumidores na faixa de consumo de 351 a 500 kWh. Elaboração própria a partir de dados de
(ESCHER, 2012). ......................................................................................................................................................................... 54
Figura 8.5 - Radiação Solar Média Diária Anual para o estado de Minas Gerais. Adaptada de (CEMIG, 2012).
............................................................................................................................................................................................................ 55
Figura 8.6 - Energia Gerada (kWh/mês) em função da área total dos módulos. ....................................................... 56
Figura 8.7 - Energia gerada em função da potência instalada. Valores adotados conforme ................................ 58
Figura 8.8 – Fatura real de um consumidor, optante pelo SISCEE, atendido pela CEMIG. Os dados pessoais
foram omitidos a pedido do cliente. .................................................................................................................................. 59
Figura 8.9 - Curva de geração de um sistema real. ................................................................................................................. 61
Figura 8.10 - Sobreposição das Curvas de Demanda e Geração. ....................................................................................... 61
Figura 8.11 - Diferença entre energia gerada e da energia requisitada da rede. ...................................................... 62
10
Lista de Tabelas
Tabela 1 - Referência para consulta de tributos aplicáveis nos componentes de um SGFV. Elaboração
própria através de dados retirados de (ABINEE, 2012). .......................................................................................... 49
Tabela 2 - Custo de investimento em sistemas fotovoltaicos - R$/Wp. Elaboração própria a partir de dados
retirados de (EPE, 2012), com o valor do dólar atualizado para 2015. ............................................................. 49
Tabela 3 - Participação percentual por faixa de consumo. Elaboração própria através de dados de
(ESCHER, 2012). ......................................................................................................................................................................... 52
Tabela 4 - Potência demandada por hora para consumidores típicos. Elaboração própria através de dados
retirados de (ESCHER, 2012). ............................................................................................................................................... 53
Tabela 5 - Características construtivas de módulos fotovoltaicos comerciais. Elaboração própria a partir
de pesquisa realizada em Janeiro/2015. ......................................................................................................................... 57
Tabela 6 - Dados preliminares para análise dos cenários. .................................................................................................. 64
Tabela 7 - Valores adotados para o cálculo da geração de energia. ................................................................................ 64
Tabela 8 - Potência do sistema a ser instalado em cada cenário. ..................................................................................... 65
Tabela 9 - Custo final de cada projeto. .......................................................................................................................................... 65
Tabela 10 - Economia mensal realizada para o consumidor presente no Cenário 1. .............................................. 66
Tabela 11 - Economia mensal realizada para o consumidor presente no Cenário 2. .............................................. 67
Tabela 12 - Economia mensal realizada para o consumidor presente no Cenário 3. .............................................. 67
Tabela 13 - Economia mensal realizada para o consumidor presente no Cenário 4. .............................................. 68
Tabela 14 - PRI calculado para cada cenário estudado. ........................................................................................................ 69
11
Lista de Abreviações
ABINEE - Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
BNEF - Bloomberg New Energy Finance
CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais
COFINS – Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
CONFAZ – Conselho Nacional de Política Fazendária
DOE - Department of Energy
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
EPIA - European Photovoltaic Industry Association
GSEP - Global Sustainable Electricity Partnership
ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços
INPE - Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais
JRC – Joint Research Centre
MME - Ministério de Minas e Energia
P&D – Pesquisa e Desenvolvimento
PIB - Produto Interno Bruto
PIS – Programa de Integração Social
PRODIST – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional
RFB – Receita Federal do Brasil
RMBH - Região Metropolitana de Belo Horizonte
SGFV – Sistema de Geração Fotovoltaica
SGIG - Smart Grid Investment Grant
SISCEE – Sistema de Compensação de Energia Elétrica
TEPCO - Tokyo Electric Power Company
U.E - União Europeia
12
Capítulo 1
Introdução
1.1. Relevância do Tema em Investigação
O sistema elétrico brasileiro cada dia mais carece de evoluções e otimizações.
Com o avanço exponencial da tecnologia, o acesso a produtos e serviços mais eficientes
(com custos reduzidos) se torna possível e necessário. Devido a fatos que ocorreram na
última década, como exemplos os "apagões" e o racionamento, vê-se a clara
inevitabilidade de melhorias no sistema.
Representando uma grande parcela do consumo da energia elétrica no país, os
consumidores residenciais, diferentemente dos industriais, não possuem a opção de
escolherem por “quem” a mesma será ofertada, levando-os a se submeterem às tarifas
estipuladas pela ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. A modificação na forma
como a energia é cobrada, ampliando o leque de opções disponíveis a esse consumidor,
pode levar a uma significativa reviravolta na atmosfera energética do Brasil.
Campanhas educativas, instruindo o consumidor residencial a como utilizar a
energia elétrica podem não ser suficientes para que haja real redução no consumo e
consequente diminuição do valor pago pelos mesmos ao fim do mês. Baseando-se neste
preceito, este trabalho apresentará um estudo sobre a viabilidade econômica da
instalação de sistemas de micro e minigeração distribuída via uso da energia
fotovoltaica, em um ambiente de compensação de energia, regulamentado pela ANEEL
através de sua resolução nº 482/2012.
A busca por uma matriz limpa é tema de discussão global, e já é realidade em
diversos países como Alemanha, China, Estados Unidos e Japão. Apesar de embrionária
no Brasil, a inserção de modelos aplicados no exterior deve se tornar uma realidade para
os próximos anos. Para isso, diversas ações devem ser tomadas, e uma delas é analisar a
viabilidade de implantação deste sistema no presente momento.
13
1.2. Objetivos do Trabalho
Dado o atual cenário energético do Brasil (supracitado), este trabalho terá como
objetivo principal, apresentar a avaliação da viabilidade econômica da implantação de
sistemas de geração fotovoltaica inseridos em um ambiente de compensação de energia,
especificamente para consumidores residenciais, da RMBH, atendidos em baixa tensão
(B1), cuja concessão de fornecimento é da CEMIG.
1.3. Metodologia
As premissas básicas para que os objetivos propostos sejam cumpridos consistem
em:
• Estudo das diversas tarifas dispostas (inclusive as ainda não implementadas)
pela ANEEL;
• Análise da atual legislação acerca do tema (resolução normativa nº 482/2012);
• Estudo qualitativo dos elementos que compõem os sistemas de micro e
minigeração distribuída, através do uso de módulos fotovoltaicas;
• Análise do custo de implantação do sistema proposto;
• Estudo da viabilidade econômica de implantação;
• Propostas de estudos futuros.
1.4. Organização do Trabalho
Incluindo este capítulo introdutório, este trabalho consiste em 9 capítulos:
No Capítulo 2, após a presente introdução, encontra-se um estudo geral sobre as
atuais iniciativas relacionadas aos Smart Grids implementados pelo mundo, de forma a
fornceder ao leitor um panorama geral.
No Capítulo 3 são apresentados os tipos de tarifação de energia vigentes no
Brasil, bem como da futura tarifa Branca, a ser implantada, e as modalidades de
consumidores na classificação da ANEEL.
14
No Capítulo 4 é feita uma análise da resolução normativa nº 482/2012, foco de
estudo deste trabalho, conceituando os sistemas de micro e minigeração distribuída
assim como a modalidade de compensação de energia, formas de acesso, tributações e
incentivos governamentais.
No Capítulo 5 é feita uma breve análise dos dois principais componentes do
sistema de geração fotovoltaica conectada na rede: os módulos e o inversor.
No Capítulo 6 é apresentado o Atlas Brasileiro de Energia Solar, e como seu uso e
correto manuseio pode se tornar uma fundamental ferramenta na avaliação da
implantação de um sistema de geração fotovoltaica.
No Capítulo 7, objetivando encontrar um custo médio praticado, é feita uma
análise dos fatores que compõem o valor de um sistema de geração fotovoltaico,
tomando como base pesquisas de mercado, e internalização de preços.
No Capítulo 8 é feita a análise da implantação do sistema em dois casos genéricos,
de forma minuciosa mas ao mesmo tempo prática. Procura-se calcular o custo de
implantação em cada caso, bem como o tempo necessário para retorno do investimento.
Para tanto, são feitas diversas premissas, dada a complexidade e alta variabilidade de
preços, incidência solar, consumo médio mensal, etc.
Finalmente, no Capítulo 9, é feita a conclusão deste trabalho, fazendo uma breve
análise de tudo que foi estudado, bem como a apresentação de propostas de temas a
serem estudados futuramente.
15
Capítulo 2
Revisão Bibliográfica
2.1. Smart Grid
Desde a criação da primeira rede de energia, poucas inovações tecnológicas
foram incorporadas no modo como a energia elétrica é fornecida para os usuários.
Muitas metodologias se mantiveram de modos semelhantes, e até mesmo iguais às
daquela época.
Fatores como a possibilidade de uso de energia alternativa, redução de picos de
demanda, aumento da confiabilidade, capacidade do sistema de se auto reestabelecer,
dentre outros são desafios encarados nos anos seguintes.
A ocorrência mais delicada e indesejada em uma rede elétrica é a descontinuação
do fornecimento. De acordo com a ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, a
média de perdas elétricas no Brasil chega a 16%. Os impactos gerados por estas falhas
atingem milhares e, dependendo do tempo de falta, os prejuízos econômicos podem ser
significantes. Sendo assim, a busca por uma rede mais confiável e de maior segurança
deve ser uma busca constante.
Nesse cenário, ações corretivas podem representar a transferência de
investimentos em geração para infraestrutura, aperfeiçoando a qualidade do
fornecimento.
Apesar de possuir uma matriz de geração limpa, cresce a cada ano a quantidade
de usinas térmicas no Brasil, visto a dificuldade de implantação de grandes hidrelétricas.
Isso indica a necessidade de investimento em pequenas centrais geradoras, próximas
aos centros de carga, ampliando as possibilidades do comércio de energia.
É nesse ambiente, que à primeira vista parece não ter uma solução, que entra o
conceito de Smart Grid, ou Redes Inteligentes.
16
2.1.1. Conceitos
O nome Smart Grid vem do inglês e, em sua tradução literal, significa Rede
Inteligente. Apesar de ser um termo simples, seu conceito possui diversas
interpretações, podendo variar dependendo do local onde a terminologia é utilizada.
De acordo com o DOE – Department of Energy (Estados Unidos), o Smart Grid
pode ser entendido não como algo, mas sim como um conceito, uma ideia a ser
alcançada, na qual a rede deixa de ser centralizada e controlada pelas grandes
concessionárias e passa a se descentralizar, acarretando em uma maior interação com os
consumidores. Esta participação mais ativa dos usuários está correlacionada com a
aceitação e acondicionamento de sistemas de micro e minigeração distribuída,
implicando em uma melhora na qualidade da energia, bem como na segurança e
confiabilidade das redes (U.S Department of Energy).
Dada a definição supracitada, pode-se observar que, para Governo dos Estados
Unidos, a instalação de redes mais inteligentes ocorre quando há uma melhora no
fornecimento dos serviços de eletricidade, extrapolando-os do âmbito energético e
passando a integrá-los em contextos sociais, econômicos e ambientais. Portanto não
seria suficiente apenas a introdução de adventos físicos (i.e. equipamentos e materiais),
mas sim de uma mudança comportamental e cultural da população.
Outra exposição é dada em um estudo japonês, no qual o Smart Grid é descrito
como uma rede de transmissão e distribuição, cuja finalidade é proporcionar uma maior
estabilidade no fornecimento da energia elétrica. Essa otimização no sistema se dá
através do uso das tecnologias da informação e comunicação, sendo primordial o uso de
fontes renováveis em larga escala (Ling, Kokichi, & Masao, 2012).
Haja vista a escassa e limitada disponibilidade de recursos naturais (sendo um
dos fatores suas reduzidas dimensões geográficas), os autores nipônicos são mais
“práticos” ao conceituar uma rede inteligente, sendo incisivos quanto ao uso abundante
de recursos renováveis. Diferente dos americanos, o conceito japonês não supera o
cunho “serviços de eletricidade” tendo assim uma visão menos global e mais técnica do
sistema.
A fim de estudar o tema, o MME – Ministério de Minas e Energia reuniu diversos
profissionais, e criou uma equipe denominada Grupo de Trabalho de Redes Elétricas
Inteligentes. O relatório produzido define que uma rede é caracterizada como 17
inteligente, quando esta é capaz de realizar as seguintes funções: medir variáveis,
transmitir e processar as informações recebidas e atuar sobre o sistema, seja de forma
remota (automática) ou auxiliando o operador em suas decisões (MME, 2010)
Na definição utilizada pelo MME, as redes inteligentes são tratadas como sistemas
de alta confiabilidade, que só são possíveis através da modernização e/ou substituição
de equipamentos, agregada à implementação de sistemas de informática e comunicação.
Apesar dos diversos conceitos e entendimentos acerca do tema, todos confluem
para o uso de ferramentas digitais em conjunto com à informatização da rede elétrica,
possibilitando a troca de informações em tempo real. Alguns ainda vão além, e colocam o
consumidor não mais apenas como um usuário, mas sim um participante ativo no que se
refere aos serviços de fornecimento de eletricidade, revelando um novo perfil
classificado como prossumidor, ou seja, aquele que está na mesma esfera do produtor e
do consumidor, independente da hora ou local (Gerhardt, 2008).
2.1.2. Smart Grid no Âmbito Global
2.1.2.1. Japão
Após um terremoto seguido de um tsunami, ocorrido em Março de 2011, o
governo japonês constatou a fragilidade de seu sistema energético. Apesar de ser o
terceiro maior produtor de energia do mundo, o crescimento do setor no período de
2012 a 2017, é estimado em 1,2%, sendo a economia prevista para crescer em cerca de
2% (ZPRYME, 2012).
Tendo em vista uma possível crise energética, a TEPCO - Tokyo Electric Power
Company, operadora da usina nuclear de Fukushima, lançou em 2012 um plano para que
sejam instalados cerca de 17 milhões de medidores inteligentes residenciais até Março
de 2019, abrindo a concorrência para empresas nacionais e estrangeiras. O investimento
esperado é de cerca de U$2,6 bilhões, sendo o preço de cada unidade medidora previsto
em U$98,49. Aliado à uma política de regulação do setor, o governo japonês caminha no
sentido de minimizar perdas como as ocorridas em 2011 e evitar um futuro colapso no
sistema (Kyodo, 2012).
18
2.1.2.2. China
De acordo com a BNEF - Bloomberg New Energy Finance, o governo Chinês
investiu, em 2013, cerca de U$4,3 bilhões em iniciativas para o desenvolvimento das
redes inteligentes no país, ultrapassando pela primeira vez os gastos realizados pelos
Estados Unidos no mesmo período. Devido ao seu sistema político, o setor elétrico do
país asiático é controlado, em sua grande maioria, pela State Grid Corporation, o que
desburocratiza de maneira significante a regularização dos métodos de medição e
controle das redes elétricas, tornando a mobilidade entre os sistemas mais rápida, o que
não ocorre em mercados cujo setor não é dominado por uma só companhia (Tweed,
2014).
2.1.2.3. Europa
Em um âmbito global, a Europa é onde a implantação de redes inteligentes
encontra-se mais avançada. Vislumbrando uma futura independência energética, uma
vez que atualmente há grande demanda por importação de insumos energéticos como
gás e petróleo, os países europeus caminham em busca da sustentabilidade, reduzindo
danos ambientais e o consumo de energia.
O banco de dados de 2013-14 do JRC – Joint Research Centre contém um total de
211 projetos de P&D, orçados em cerca de € 830 milhões, e 248 projetos de
Experimentação/Implantação, com um custo de € 2,32 bilhões, totalizando 459 projetos
com um investimento de aproximadamente € 3,15 bilhões, em todos os 28 países da U.E
- União Europeia, incluindo Suíça e Noruega. Os projetos possuem um orçamento médio
de € 7,5 milhões e duração média de 33 meses. Até o último relatório da JRC, em 2014,
48% ainda estavam em curso (com um orçamento total de € 2 bilhões), sendo a maioria
com término previsto para 2017 (Covrig, et al., 2014).
A Figura 2.1 apresenta o quantitativo de projetos contidos nas faixas financeiras
abaixo:
• Projetos de micro escala: até € 2,5 milhões;
• Projetos de pequena escala: entre € 2,5 milhões e € 7.5 milhões;
• Projetos de média escala: entre € 7,5 milhões e € 20 milhões;
19
• Projetos de grande escala: entre € 20 milhões e € 30 milhões;
• Projetos de escalas muito grandes: acima de € 30 milhões.
Figura 2.1 - Quantitativo de projetos e suas respectivas faixas de custo.
O número médio de projetos por país da União Europeia gira em torno de 40,
escondendo grandes disparidades.
Como se vê na Figura 2.2, sete países estão envolvidos em uma série de projetos,
cujo total é maior que o dobro da média, estando a Alemanha envolvida no maior
número deles.
Figura 2.2 - Quantitativo de projetos P&D e Experimentação/Implantação por país (Covrig, et al., 2014).
Do ponto de vista geográfico, nota-se que os projetos de Smart Grid e
investimentos não são distribuídos uniformemente entre toda a Europa, uma vez que,
apenas alguns países se destacam em termos de investimentos. No entanto, esse fato
pode ser contestado em alguns casos, trazendo fatores adicionais para a equação como:
20
população, PIB - Produto Interno Bruto, a área, geração e consumo de energia elétrica do
país etc.
Na maioria dos países, existe uma relação equilibrada entre a participação em
atividades de projetos de P&D e Experimentação/Implantação, com a notável exceção da
Dinamarca, onde o número de projetos P&D é quase três vezes maior do que o número
de projetos de Experimentação/Implantação. Esse caso mostra a posição da Dinamarca
líder em pesquisa e inovação no domínio das redes inteligentes, especialmente nos
estágios iniciais. Em situação semelhante está a Finlândia, embora não com uma
diferença tão grande entre os tipos de projetos. Este número está intimamente
relacionado à alta concentração de investimentos para P&D pelas Universidades e
entidades de pesquisa nesses países.
2.1.2.4. Estados Unidos
Nos Estados Unidos, a regulação da eletricidade é feita de forma independente
para cada estado, ou seja, não há uma regulação de âmbito nacional. Apesar desse fato, o
governo americano julgou a implantação da instalação de redes inteligentes como uma
ação estratégica e lançou, em 2009, o SGIG - Smart Grid Investment Grant. Esse projeto
que, até o relatório do DOE de Outubro de 2013, tem custado em torno de U$3,4 bi aos
cofres federais e U$4,5 bi advindos de investidores privados, totalizando U$7,9 bi,
evolvendo mais de 200 participantes, como concessionárias e organizações que
vislumbram a modernização da rede. De acordo com o relatório, estes fundos estão
ajudando a consolidar as prioridades econômicas, energéticas e ambientais mais
importantes do país.
É prevista a instalação de 15,5 milhões de medidores inteligentes, sendo 92%
(14,2 mi) já instalados desde Março de 2013. O programa visa não só a instalação de
medidores inteligentes em residências, mas existem também projetos para a
implementação de unidades medidoras de fasor (cerca de 830 já foram instaladas,
ultrapassando as 800 previstas), bancos de capacitores automatizados, alimentadores
chaveados, reguladores de tensão, sistemas de controle, dentre outros. Um ponto crítico
de que trata o programa, é a solidificação de um sistema seguro e imune a ataques
21
virtuais, uma vez que toda a rede é interligada, gerando grande preocupação por parte
das autoridades competentes.
De acordo com os estudos realizados, apenas com a integração entre medidores e
softwares de controle inteligente, pode-se observar a redução que excedem até 30% da
demanda de pico (U.S Department of Energy, 2013)
A Figura 2.3 apresenta um mapa com a localização geográfica dos 99 projetos que
fazem parte do SGIG. Como pode ser visto, a maior concentração de projetos se encontra
na costa leste dos Estados Unidos, sendo essa uma localização geograficamente
estratégica, onde 36% da população se faz presente, além do fato de ser um polo
financeiro-tecnológico do país (U.S Census Bureau, 2010)
Figura 2.3 - Localização geográfica dos projetos que fazem parte do programa SGIG (U.S Department of Energy, 2013).
A Figura 2.4 exibe a quantidade de projetos e seus atuais percentuais de
trabalhos ocorridos. Fica claro que a maioria dos projetos (76%) encontra-se em fase
final, ou seja, estão com mais de 70% de avanço.
A Figura 2.5 contêm dois gráficos superpostos, cujo objetivo é a comparação
entre os custos previstos (valores acumulados temporalmente) e dos custos
efetivamente realizados (série histórica mensal). Como visto, ambos indicadores exibem
alta proximidade, representando um planejamento assertivo, sem desperdícios.
22
Figura 2.4 - Percentual de trabalhos realizados (U.S Department of Energy, 2013).
Figura 2.5 - Custos realizados e planejados aos cofres públicos (U.S Department of Energy, 2013).
23
O governo americano trata do assunto de forma extremamente prioritária e de
absoluta importância para o desenvolvimento do país, uma vez que não apenas aquece o
setor energético, fornecendo energia de forma inteligente, segura e limpa, mas sim
diversos outros, como o mercado digital, fundamental para o desenvolvimento dos
sistemas integrados. Além das iniciativas de modernização, fica perceptível o papel do
consumidor, já que agora este é livre para fazer suas escolhas de quando e como
utilizará a energia, tornando-o ativo no mercado energético.
2.1.2.5. Visão Global
O GSEP - Global Sustainable Electricity Partnership, cujos membros são compostos
pelas maiores concessionárias de energia do planeta, é uma organização sem fins
lucrativos, que promove o desenvolvimento sustentável do setor elétrico pelo mundo. A
cada ano, um membro assume o cargo de “presidente” da organização. Esse membro,
pertencente a uma dessas companhias, tem o poder de escolher o tema a ser debatido
durante o período de seu mandato, sendo esse relacionado com as atividades
desenvolvidas por sua empresa. O assunto é então debatido por diversos especialistas
em uma reunião anual.
No período compreendido entre 2014 e 2015, a empresa-membro, eleita para
este cargo, foi a brasileira Eletrobrás, representada por José da Costa Carvalho Neto
(GSEP, 2014).
Em reunião realizada no mês de Maio de 2014, em Moscou, os membros da GSEP
divulgaram ações a serem praticadas, de forma a encarar o desafio de atender à
crescente demanda dos países por energia elétrica. O tema de grande foco foi o
desenvolvimento e aperfeiçoamento dos sistemas de transmissão inteligente, integrados
aos sistemas de geração e distribuição.
Para que seja possível tal evolução, as empresas pertencentes à organização se
propuseram a investir em grupos de trabalho de P&D – Pesquisa e Desenvolvimento, e
trabalhar junto aos governos locais para promover melhores políticas de regulação do
mercado (GSEP, 2014)
Na Figura 2.6, é possível visualizar um mapa global com as atuais iniciativas
espalhadas pelo mundo, cuja finalidade é a implantação de sistemas inteligentes de
24
eletricidade, água e gás. Os ícones em vermelho são referentes às ações no setor elétrico,
enquanto as azuis são para água e verde gás.
Figura 2.6 - Implementação de redes inteligentes e integradas pelo mundo (Google Inc., 2014).
25
Capítulo 3
Tarifação da Energia Elétrica
3.1. Tarifação da Energia
De maneira sucinta, a tarifa de energia para o consumidor de baixa tensão é o
valor cobrado (R$) por unidade de energia vendida (kWh). Desta forma, estão inclusos
neste valor, todos os custos incidentes desde a geração até sua entrega aos
consumidores. Esses custos devem ser capazes de abonar os investimentos realizados,
bem como a operação diária do sistema, oferecendo um serviço de alta confiabilidade e
eficiência. Vale ressaltar que a energia elétrica é um bem essencial, portanto paga-se não
apenas pelo seu consumo, mas também por sua disponibilidade a qualquer instante. É
de responsabilidade da ANEEL estabelecer o valor dessas tarifas, certificando-se de que
o consumidor pague um valor justo, assegurando o equilíbrio econômico-financeiro da
concessionária de distribuição.
3.1.1. Modelo Tarifário Atual
Em sua Resolução nº. 414/2010, que trata das Condições Gerais de Fornecimento
de Energia Elétrica, a ANEEL divide as unidades consumidoras em dois grandes grupos,
denominados “A” e “B”. No grupo “A”, encontram-se os usuários em alta tensão, e que
recebem energia em tensão igual ou superior a 2,3 kV. Estão presentes neste grupo as
indústrias e os estabelecimentos comerciais de médio e grande porte. O grupo “B” é
caracterizado pelos consumidores atendidos em tensões inferiores à 2,3 kV (baixa
tensão), e é divido em quatro subgrupos: B1 (consumidores residenciais), B2
(consumidores rurais), B3 (estabelecimentos comerciais e indústrias de pequeno porte)
e B4 (iluminação pública). Os modelos tarifários variam de acordo com o grupo no qual
o usuário se enquadra (ANEEL, 2010)
26
Em seu Caderno Temático nº 4, a ANEEL dispõe o atual modelo tarifário aplicado
no Brasil. As tarifas são definidas com base em dois componentes: demanda de potência
e consumo de energia. A primeira é medida em kW, e equivale à média da potência
elétrica requisitada pelo consumidor à concessionária, no decorrer de um período de
tempo fixo (normalmente 15 minutos). Para questões de faturamento, utiliza-se o maior
valor encontrado durante o período de fornecimento (usualmente 30 dias). O segundo,
medido em kWh ou em MWh, representa o valor acumulado do consumo de energia ao
longo de um período de fornecimento (comumente 30 dias).
As tarifas de demanda de potência são fixadas em R$/kW, já as tarifas de
consumo de energia são fixadas em R$/MW e descritas nas faturas mensais do
consumidor em R$/kWh. O método utilizado varia de acordo com o grupo/subgrupo em
que o consumidor se enquadra (ANEEL, 2005).
O consumidor alvo é aquele enquadrado no subgrupo B1, cujo método aplicável é
o de consumo de energia, afastando-se do escopo deste trabalho a tratativa das
metodologias aplicáveis aos outros grupos e subgrupos.
3.1.2. Modelo de Tarifação Horosazonal
A fim de se obter desempenho ótimo no fornecimento da energia elétrica, o
sistema disponível deve ser tal que seja capaz de suprir a demanda máxima, mesmo que
ela ocorra esporadicamente, causando picos de consumo. A expansão da cadeia geração-
transmissão-distribuição tende a ser causada pelo conjunto de consumidores que
elevam o seu consumo nos períodos de maior esforço do sistema. Sendo assim, mais
preparado deve ser este sistema e, de forma inerente, maior o custo do serviço prestado
(ANEEL, 2010).
Segundo o economista holandês Hendrik S. Houthakker, esse uso exacerbado da
energia nos períodos de maior demanda é financiado pelos demais consumidores,
mesmo que estes não a tenham utilizado nos horários de ponta (Houthakker, 1951).
Quando o usuário é inserido em um ambiente no qual a energia é tarifada de
maneira linear, ou seja, seu valor é invariante no tempo, gera-se uma limitação, de modo
que este não tenha escolha sobre a maneira como deve utilizar os recursos a ele
ofertados.
27
O ideal é ampliar o conjunto de modalidades tarifárias para tentar capturar, via
escolha dos consumidores, efeitos positivos sobre o uso do sistema, promovidos por um
deslocamento temporal do consumo. A consequência seria a redução do custo médio
para o consumidor e respectivo aumento da eficiência no uso das redes de distribuição
de energia elétrica, que podem resultar, assim, em postergação de investimentos,
obtendo então um equilíbrio entre ganhos individuais e coletivos (ANEEL, 2010).
Os efeitos da aplicação de tarifas horárias vão além da resposta imediata ao
preço. Assim que a modalidade tarifária horária é aplicada, alguns usuários terão
capacidade de reduzir ou reagendar o consumo em resposta a essas variações. No longo
prazo, o custo médio da energia afetará o nível de consumo total. Em outras palavras, a
aplicação de tarifas horárias resulta imediatamente em um melhor comportamento dos
consumidores e em uma redução do consumo total no longo prazo.
No Brasil, desde Março de 2014, a ANEEL divulgou aos seus consumidores a
possibilidade de migração para este modelo tarifário, conhecido como Tarifa Branca.
3.1.2.1. Tarifa Branca
A Tarifa Branca é opção tarifária para os consumidores atendidos em baixa
tensão, disponibilizada desde Março de 2014. Através da opção pela mesma, o
consumidor passa a pagar valores diferentes para a energia consumida em função do
horário do dia, bem como dia da semana.
A Figura 3.1 apresenta de forma gráfica a diferença entre a tarifa convencional
(cobrada de forma linear, independente da hora e do dia), e da tarifa branca.
28
Figura 3.1 - Gráfico comparativo entre diferentes modalidades tarifárias (ANEEL, s.d.).
Caso o consumidor tenha a possibilidade de adotar hábitos que vislumbrem o uso
da energia em horários fora de ponta e intermediários, a opção pela tarifa branca pode
reduzir o valor da conta, incentivando o uso consciente da energia.
Nos dias úteis, o valor da tarifa flutua em três horários: ponta, intermediário e
fora de ponta. Nos horários de ponta e no intermediário, a energia é mais cara. Fora de
ponta, é mais barata. Em feriados nacionais e finais de semana, o valor é sempre fora de
ponta.
Em Audiência Pública, realizada em 2013, foram propostas regras para a adesão
do consumidor a esta modalidade tarifária.
• a adesão será uma opção do consumidor, e a solicitação deverá ser
atendida pela distribuidora em até 30 dias;
• a opção pela modalidade tarifária Branca poderá ser exercida por todos os
titulares de unidades atendidas em baixa tensão, exceto aquelas
classificadas como iluminação pública ou que façam uso do sistema de
pré-pagamento;
• a adesão de uma nova ligação, no caso de o consumidor querer iniciar o
fornecimento com aplicação da modalidade tarifária Branca, deve ser
atendida pela distribuidora dentro dos prazos definidos pela Resolução
Normativa nº 414/2010 (máximo de 5 dias em área urbana e 10 dias em
área rural);
• o consumidor poderá retornar à Tarifa Convencional a qualquer tempo,
devendo ser atendido pela distribuidora em até 30 dias. Na hipótese desse
29
retorno à Convencional, uma nova adesão à Tarifa Branca só seria possível
após o decurso de 180 dias;
• os custos relativos ao medidor e à sua instalação são de responsabilidade
da distribuidora; eventuais custos para alterações no padrão de entrada
da unidade consumidora competem ao solicitante;
• o consumidor poderá solicitar um medidor com funcionalidades
adicionais, devendo porém arcar com a diferença de preço desse
equipamento em relação ao medidor normal;
• a fatura deverá discriminar os valores de consumo em cada período
(ponta, fora de ponta e intermediário);
• os descontos da Tarifa Social devem ser concedidos de forma progressiva,
observados os respectivos períodos em que tenha ocorrido o consumo e
aplicados os descontos da faixa de consumo seguinte somente quando
ultrapassado o limite máximo de consumo da faixa anterior (ANEEL,
2013).
Por meio do incentivo à adesão pelo posto tarifário branco, pretende-se
desenvolver um ambiente favorável ao consumidor, objetivando e instigando-o a utilizar
os recursos energéticos de maneira racional.
Diferente da tarifa Branca, no Capítulo 4 são apresentadas as disposições feitas
pela ANEEL, a fim de que o consumidor possa acessar a rede de distribuição através da
micro e minigeração de energia que dá início a uma nova forma de consumo, consciente
e limpa, carregando consigo benefícios ambientais, econômicos e sociais.
30
Capítulo 4
Micro e Minigeração Distribuída e o Sistema de Compensação de Energia Elétrica
4.1. Micro e Minigeração Distribuída
Em sua resolução normativa nº 482/2012, a ANEEL publicou e estabeleceu as
condições gerais para o acesso da micro e minigeração distribuídas aos sistemas de
distribuição de energia elétrica, bem como a regulação do sistema de compensação de
energia elétrica. De forma complementar, é especificado na seção 3.7 do Módulo 3 do
PRODIST – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional, os procedimentos a serem adotadas para acesso de micro e minigeradores ao
sistema de distribuição.
Essas ações foram extremamente importantes para o processo de evolução do
sistema elétrico brasileiro, que agora passa a agregar os conceitos integrados ao Smart
Grid em sua rede, caminhando para uma matriz energética mais limpa, confiável e
diversificada.
4.1.1. Conceituação
Como disposto nesses regulamentos, a micro e minigeração distribuída consistem
na produção de energia através de pequenas centrais geradoras, cujas fontes possuem
suas bases nas energias solar, hidráulica, eólica, biomassa ou cogeração qualificada,
conectadas à rede de distribuição via instalações de unidades consumidoras.
A conceituação dos termos microgeração e minigeração são pautadas nas
quantias de potência instalada, definidas como:
Microgeração: Central geradora de energia elétrica, com potência instalada
menor ou igual a 100kW;
31
Minigeração: Central geradora de energia elétrica, com potência instalada
superior a 100 kW e menor ou igual a 1MW.
4.1.2. Rotina Para Aquisição de Acesso
Atendidos os pré-requisitos necessários para que se caracterize uma micro ou
minigeração, o consumidor deve realizar uma série de procedimentos a fim de obter a
permissão de acesso à rede.
Na Figura 4.1, estas etapas, bem como os prazos necessários e responsabilidades
(consumidor ou concessionária) são ilustrados.
A responsabilidade do acessante (consumidor) é de fornecer à acessada
(concessionária) toda a documentação necessária, como projetos, localização, memoriais
descritivos, etc, a fim de que haja liberação de acesso.
Por parte da acessada, fica a obrigação de coletar os dados, protocolá-los e enviá-
los à ANEEL, a fim de registrar o consumidor.
Figura 4.1 - Procedimentos para acesso à rede de distribuição (ANEEL, 2014).
* Caso seja minigeração e houver necessidade de
obras na rede de distribuição, este prazo é de 60 dias
32
4.1.3. Sistema de Medição
Como visto na seção 2.1.1, é inerente à toda e qualquer rede inteligente o uso de
medidores eletrônicos, que é a interface principal entre a concessionária e o
consumidor. O medidor deve atender às especificações de nível de tensão compatível
com sua classificação, bem como terem a funcionalidade de medição bidirecional, ou
seja, medir o consumo e a geração paralelamente. Nesse caso, faz-se uma ressalva
importante, uma vez que, para consumidores enquadrados como baixa tensão, não há
obrigatoriedade do uso de medidores bidirecionais, é suficiente o uso de dois medidores
distintos (um para medição e outro para geração).
Inicialmente, os custos de implantação do(s) medidor(es) é de responsabilidade
do acessante, sendo posteriormente ressarcidos pela acessada. É da distribuidora a
obrigação de manutenção e correta operação do sistema, bem como sua eventual
substituição.
4.1.4. Tributação Federal e Estadual
Não cabe à ANEEL definir a cobrança dos tributos federais e estaduais, cujas
competências são da RFB – Receita Federal do Brasil, e da SEFAZ – Secretaria da
Fazenda de cada Estado.
É de fundamental importância, na análise de viabilidade do projeto de micro ou
minigeração, o conhecimento das alíquotas (apresentadas posteriormente) bem como
da metodologia de incidência tributária.
4.1.4.1. Tributos Federais: PIS/COFINS
O PIS – Programa de Integração Social e o COFINS – Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social, após a publicação das Leis nº 10.637/02 e
10.833/03, foram inseridos no regime de tributação não cumulativo, ou seja, cada
estágio da cadeia de produção se apropria dos créditos incorridos nas etapas anteriores
(Receita Federal do Brasil, 2014).
33
Tendo em vista as atividades realizadas pelo micro e miniprodutor, as alíquotas
estabelecidas são:
PIS: 1,65%
COFINS: 7,60%
ALÍQUOTA TOTAL: 9,25%
Em seu caderno temático “Micro e Minigeração Distribuída”, a ANEEL estipulou
para as concessionárias de energia uma nova metodologia de cálculo para as
contribuições federais, já que as alíquotas efetivas passaram a ter seus valores alterados
mensalmente, devido aos créditos obtidos nas etapas prévias da cadeia. O objetivo desta
ação é de repassar aos usuários, de forma precisa, os custos sustentados pelas
concessionárias em razão destes tributos (ANEEL, 2014).
4.1.4.2. Tributação Estadual: ICMS
O ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, é um tributo de
competência estadual, passível de aplicação sobre a energia elétrica. É de suma
importância ressaltar que, para a micro e minigeração distribuída, o CONFAZ – Conselho
Nacional de Política Fazendária aprovou o Convênio ICMS 6, decretando como sua base
de cálculo (valor no qual será aplicado a alíquota) toda energia que chega ao
consumidor, independente de quaisquer sistemas de compensação. Desta forma, a
alíquota do ICMS incide sobre toda energia consumida no mês (Ministério da Fazenda,
2013).
4.1.4.2.1. Incentivo do Governo de Minas Gerais
Um importante passo foi dado pelo Governo do Estado de Minas Gerais, ao
publicar a Lei nº 20.824/13, cujo objetivo é de incentivar o uso do sistema de
compensação de energia através do fomento fiscal.
Em seu Art. 13, § 32, é estabelecido que, pelo prazo de cinco anos, a contar da
data de início da geração, a base de cálculo do ICMS será reduzida para diferença
positiva entre a entrada de energia elétrica fornecida pela distribuidora e a saída de
energia elétrica com destino a esta (Assembléia Legislativa de Minas Gerais, 2013). 34
4.1.4.3. Visão da ANEEL Sobre o Sistema de Tributação
Apesar de não ser de sua competência, no entendimento da ANEEL a tributação
deveria ser feita apenas sobre a diferença positiva, entre consumo e produção (assim
como discorre a Lei nº 20.824/13, editada pelo Estado de Minas Gerais). Em caso de
diferença negativa (produção maior que consumo), a base de cálculo dos três tributos
(PIS/COFINS e ICMS) deveria ser somente o valor do custo de disponibilidade (ANEEL,
2014).
4.2. O Sistema de Compensação de Energia Elétrica
O SISCEE – Sistema de Compensação de Energia Elétrica é um sistema que
permite ao consumidor injetar a energia excedente produzida, na rede de distribuição.
Esta injeção excedente é feita até que a unidade consumidora requisite energia elétrica,
oriunda da concessionária. Sendo assim, a energia produzida pelo consumidor é cedida à
distribuidora, e futuramente compensada pelo consumo desta mesma unidade.
Na prática, este ciclo ocorre mensalmente, com acúmulo horário de energia
(computado através dos medidores bidirecionais ou dos dois medidores, no caso dos
consumidores em baixa tensão, como visto na seção 4.1.2).
A figura 4.2 ilustra resumidamente as seis etapas contidas neste processo de
compensação (ciclo de faturamento).
ETAPA 1: A energia gerada em um posto horário deverá ser utilizada para
compensar a energia consumida nesse mesmo horário;
ETAPA 2: Havendo excedente, este deverá ser utilizado a fim de compensar o
consumo em outro posto horário, em uma mesma unidade consumidora e mesmo ciclo
de faturamento;
ETAPA 3: Caso haja excedente, o mesmo deverá ser utilizado para abater o
consumo de energia em outra unidade consumidora escolhida pelo prossumidor (no
mesmo horário em que foi gerada e mesmo ciclo de faturamento);
ETAPA 4: Se houver excedente, este deverá ser utilizado para abater o consumo
da unidade da etapa 3, no mesmo ciclo de faturamento, porém em outro posto horário;
35
ETAPA 5: Existindo excedente, as etapas 3 e 4 serão repetidas, até que se esgote
as unidades consumidoras cadastradas pelo prossumidor, seguindo a ordem prioritária
escolhida por ele;
ETAPA 6: Esgotadas as unidades, e havendo excedentes, cria-se um crédito que
deverá ser utilizado no próximo ciclo de faturamento, repetindo as etapas de 1 à 5. Este
crédito tem validade de 36 meses.
Figura 4.2 - Ciclo de faturamento no SISCEE. Elaboração própria.
36
Capítulo 5
Sistema de Geração Fotovoltaica e seus Elementos
Para melhor compreensão da análise feita no Capítulo 7, é válida a apresentação
dos componentes que integram um Sistema de Geração Fotovoltaica – SGFV.
É importante frisar que não compete ao escopo deste trabalho a descrição
minuciosa do funcionamento dos componentes de um SGFV, sendo primordial apenas o
entendimento dos fenômenos envolvidos.
5.1. O Sistema de Geração Fotovoltaico
Um SGFV genérico pode ser subdivido em três blocos, sendo eles: o bloco
gerador, o bloco de condicionamento e, facultativamente, o bloco de armazenamento.
Em uma visão macro, o bloco gerador é aquele composto pelos módulos
fotovoltaicos, bem como suas interconexões e estruturas de suporte. Por sua vez, o bloco
de condicionamento, é formado pela integração de conversores, inversores,
controladores de cargas (para sistemas em que haja armazenamento) e mecanismos de
supervisão, controle e proteção. Por fim, o bloco de armazenamento (como supracitado,
facultativo) tem como elemento básico os acumuladores de energia (i.e. baterias).
O detalhamento da aplicação e dos mecanismos de funcionamento de cada
elemento dos blocos é feito qualitativamente nas seções subsequentes. É importante
ressaltar que, como o escopo deste trabalho trata especificamente de sistemas
conectados diretamente à rede de distribuição, não há de se considerar a utilização do
bloco armazenador (baterias) assim como dos controladores de carga, dado que todo
excedente de energia gerada é imediatamente injetado na rede, através do
procedimento detalhado no Capítulo 4, seção 4.2.
37
5.1.1. Bloco Gerador
Como explicado anteriormente, este bloco é composto pelos módulos
fotovoltaicos, responsáveis pela geração de energia, bem como de suas estruturas de
suporte, cujas distribuições e posições são fundamentais para o melhor aproveitamento
da incidência solar.
5.1.1.1. Módulos Fotovoltaicos
5.1.1.1.1. Características Construtivas
Os módulos fotovoltaicos nada mais são do que o conjunto de células
fotovoltaicas interligadas, que têm como objetivo a conversão da energia solar em
energia elétrica. Tais células são feitas de materiais semicondutores, sendo o silício
monocristalino (99,9999% de pureza) o mais utilizado atualmente (Chaize, 2015).
Por serem muito finas, da ordem de 0,1 a 3,0mm, as células fotovoltaicas carecem
de proteção contra esforços mecânicos, bem como de agentes físico-químicos. A fim de
protegê-las, é comum o uso de vidros transparentes com molduras de alumínio,
garantindo não só a proteção, mas também o isolamento elétrico entre elas (Barros,
2011).
Na Figura 5.1 é possível visualizar diferentes modelos de módulos fotovoltaicos
comerciais, cujo número de células e formatos variam de acordo com a necessidade da
instalação.
Figura 5.1 - Modelos de módulos fotovoltaicos comerciais (LEVAH, 2015).
38
5.1.1.1.2. Características Elétricas
A interconexão entre as células é feita de modo a atender as características do
projeto, uma vez que ligadas em série (ligação mais comum) produzem uma tensão
maior (individualmente, a tensão das células é baixa, variando de 0,5 a 0,6V), ao passo
que conectadas em paralelo a corrente será maior.
Por ser didática, apresenta-se na Figura 5.2 a curva característica da relação entre
corrente e tensão de uma célula fotovoltaica típica.
Figura 5.2 - Curva característica IxV de uma célula fotovoltaica. Adaptada de (CRESESB, 2015).
Em cada ponto da curva é estabelecida a potência gerada (produto da tensão pela
corrente), sendo os módulos fotovoltaicos identificados por sua potência de pico (Wp),
obtida em condições padrões de ensaio.
É oportuno mencionar que o perfil elétrico dos módulos fotovoltaicos não é fixo,
ou seja, varia de acordo com características externas, como a temperatura e a irradiância
solar.
Na Figura 5.3 verifica-se como se dá o comportamento da curva IxV em diferentes
temperaturas. Já na Figura 5.4 é apresentada a relação dessa com a irradiância solar.
Na primeira, fica explícita a relação inversamente proporcional entre a
temperatura e o ponto de potência máxima.
Por sua vez, na segunda figura, a relação é de proporção direta entre a irradiância
e a corrente gerada no módulo. É um dado muito importante, já que pode ser utilizado
para cálculos de efeito de sombreamento, causado por qualquer fenômeno que impeça
total ou parcial bloqueio da incidência solar sobre os módulos.
Ponto de Potência Máxima
Tensão
Tensão (V)
Corrente (A)
39
Figura 5.3 – Curvas IxV para diferentes temperaturas. Adaptada de (ITACA, 2015).
Figura 5.4 - Curvas IxV para diferentes valores de irradiância solar. Adaptada de (NABCEP, 2005).
5.1.2. Bloco Condicionador
No bloco condicionador, temos como elemento fundamental o inversor, cuja
função é de transformar a corrente contínua em corrente alternada, modificando sua
forma de onda. São utilizados, por exemplo, quando há necessidade de se alimentar uma
carga CA através de uma fonte CC. Em um SGFV o inversor é útil para casar as
características da energia gerada pelos painéis, com as características da rede básica.
Como os módulos fotovoltaicos geram tensão em CC (como pode ser visto através
da curva característica das células fotovoltaicas), para utilizar equipamentos como
bombas, motores, ou qualquer outro tipo de carga CA, deve-se utilizar um conversor
CC/CA.
Tensão (V)
Tensão (V)
Corrente (A)
Corrente (A)
40
5.1.2.1. Inversores de Frequência
O inversor deve fornecer uma tensão (ou corrente) alternada, com frequência,
forma e amplitude definidas. A saída deve ser independente de alterações na
alimentação CC, na carga ou na rede CA.
Dado que a grande maioria das cargas é alimentada em corrente alternada, a
aplicação destes conversores se dá tanto em sistemas isolados quanto nos interligados
com a rede.
De acordo com (Pereira & Gonçalves, 2008) os inversores utilizados em SGFV têm
como principais funções:
• Rastreamento do Ponto de Máximo de Potência (MPPT – Maximum Power
Point Tracking) – Via controle da corrente e tensão, o sistema é capaz de
realizar ajustes a fim de manter os módulos operando perto do seu ponto
de maior potência (como visto na Seção 5.1.1.1.2);
• Conversão da corrente CA em CC: Esta é a função primordial do inversor.
Como a corrente gerada pelos módulos apresenta-se na forma contínua, o
inversor deve criar uma forma de onda alternada, buscando máxima
semelhança com a senoidal;
• Desconexão e isolamento: O inversor deve desconectar o arranjo da rede
básica caso os níveis de corrente, tensão e frequência não estejam dentro
da faixa aceitável. Deve ainda isolar os módulos da rede, quando a mesma
estiver desenergizada, seja por qualquer motivo, evitando possíveis
acidentes;
• Relatório de Status – Os inversores podem apresentar um display com
parâmetros de entrada e armazenamento das informações ou envio para
um computador. Podem ser registrados, por exemplo, a tensão e corrente
CA e CC, a potência e energia CA diária, energia CA acumulada entregue à
rede, frequência, e outros parâmetros, como irradiância e a temperatura
de operação dos módulos.
41
Capítulo 6
Avaliação do Potencial Solar
Para a elaboração de um projeto de um SGFV, são necessárias diversas premissas
e avaliações, sendo crucial a análise do potencial solar do local de implantação do
sistema.
Diversos instrumentos são utilizados na aquisição desses dados de forma direta,
auferindo a irradiância solar (energia solar incidente por unidade de superfície), mas
existe também a possibilidade de estimar tais valores por meio da análise de variáveis
meteorológicas e modelagens matemáticas de dados obtidos por satélites. Embora o
volume de dados seja alto, ainda existem incertezas advinda dos modelos aplicáveis.
A insistência em modelos e dados cada vez mais precisos se baseia no fato de que,
como visto no Capítulo 5, seção 5.1.1.1, os módulos fotovoltaicos são, em sua maioria,
instalados em planos inclinados fixos e como há variação da posição do sol a todo
momento, existe constante mudança nos valores de irradiância, afetando diretamente a
curva característica IxV das células, influindo na energia produzida.
Buscando levantar informações de qualidade, e pautado na justificativa de que há
uma carência muito forte com relação ao valor das informações até então já coletadas, o
Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE, por meio de parcerias, publicou em
2006, o Atlas Brasileiro de Energia Solar, a mais atual ferramenta de análise neste
contexto (INPE, 2014).
6.1. Atlas Brasileiro de Energia Solar
Em sua última publicação, datada de 2006, o Atlas Brasileiro de Energia Solar
apresenta quatro diferentes mapas solarimétricos, sendo eles:
Radiação solar global horizontal;
Radiação solar PAR;
Radiação solar no plano inclinado; 42
Radiação solar difusa.
A partir destas informações e de modelos teóricos conhecidos, pode-se
determinar escalas diárias e/ou horárias para a irradiância solar, sendo portanto
possível a determinação da possível energia a ser produzida pelos módulos.
Por ser didático, é exposto na Figura 6.1 o mapa da radiação solar horizontal
anual, retirados da última publicação do relatório.
Figura 6.1 - Mapa da Radiação Solar Horizontal. Retirado de (Pereira, Martins, Abreu, & Rüter, 2006).
Analisando o mapa disposto na Figura 6.1, é possível elencar algumas conclusões
acerca do potencial solar no Brasil:
• Em âmbito global, a irradiação é moderadamente bem distribuída no
território nacional;
• Os menores índices de irradiação são identificados na região do litoral
leste, na faixa que vai do estado do Rio Grande do Sul até uma parcela do
estado da Bahia;
43
• Os mais altos índices de irradiação são encontrados na região Nordeste,
onde não só a média é maior, mas também a variabilidade é menor, sendo
o mais elevado índice do país situado na área central da Bahia e em parte
do norte de Minas Gerais. Pode-se atribuir a este fato, a baixa
nebulosidade na região durante todo ano (ABINEE, 2015).
• A região que registra os mais baixos índices médios de irradiação é a
região Sul, contemplando também parte do estado de São Paulo. Apesar de
suas dimensões geográficas reduzidas, apresenta a maior variabilidade de
irradiação.
A partir da análise dos mapas solarimétricos, fica claro o largo potencial solar
encontrado no país que, apesar de suas dimensões continentais, apresenta relativa
constância quanto aos índices médios de irradiância, valores notavelmente superiores
aos encontrados em países europeus, cujas grandezas variam entre 900 e
1.250kWh/m2/ano na Alemanha, entre 900 e 1.650kWh/m2/ano na França e entre
1.200 e 1.850kWh/m2/ano na Espanha (Pereira, Martins, Abreu, & Rüter, 2006).
44
Capítulo 7
Custo de Implantação de um Sistema de Geração Fotovoltaico
O primeiro passo para avaliar a possibilidade de implantação de um SGFV, deve
ser a análise técnica, ou seja, apreciar o cenário no qual pretende-se instalar tal arranjo.
O projeto de um SGFV deve inicialmente considerar diversos elementos, dentre
eles, e não se limitando a:
• posição dos módulos;
• incidência solar no local;
• demanda a ser atendida.
É importante ressaltar que os projetos de SGFV para aqueles conectados na rede
guardam semelhanças com os de sistemas isolados, porém são diferentes. No primeiro,
não há necessidade de alta precisão, uma vez que, caso não haja geração suficiente para
satisfazer a demanda, a energia pode ser requisitada da rede na qual ele está conectado.
Já o segundo deve ser mais certeiro, dada a não existência de um fornecedor paralelo de
energia, salvo casos especiais.
Uma vez considerada a viabilidade técnica referente a implantação de um SGFV,
parte-se então para a análise dos fatores econômicos envolvidos, que compete ao escopo
deste trabalho. É nesta etapa que grande parte dos projetos encontram dificuldades, haja
visto o alto custo de investimento em comparação com outros métodos de geração, bem
como o tempo de retorno, amortização e operação e manutenção do sistema.
Apesar de ainda custosos, os avanços da tecnologia, em conjunto com o fomento
fiscal, têm reduzidos estes custos, incentivando a prática, cada vez mais comum, da
utilização de recursos naturais limpos para a produção de energia.
São apresentados neste Capítulo 7, os principais elementos que integram a
formação do custo de implantação do sistema alvo deste trabalho.
45
7.1. Relação Custo x Disponibilidade
A fim de entender o comportamento dos preços dos componentes necessários
para a construção de um SGFV, é preciso ampliar o campo de análise, destacando a
tendência global.
Nos últimos anos, o crescente aumento da utilização da energia fotovoltaica -
principalmente na Europa (em especial na Alemanha), Estados Unidos, China e Japão,
vem barateando o custo dos componentes, já que seus preços são altamente impactados
pela capacidade já instalada, sendo esta uma das causas que levam países europeus a
praticarem preços abaixo daqueles praticados em outras regiões.
Genericamente, pode-se segregar o custo de implantação de um SGFV em três
componentes distintos, sendo eles: o custo dos painéis, do inversor de linha (inversor
grid-tie) e os demais custos, englobando o despendido de recursos em função das
estruturas de sustentação, equipamentos auxiliares, das regularizações, projetos,
miscelâneas, etc.
É importante ressaltar a impossibilidade de análise de todos os mercados globais,
dada a vasta variabilidade encontrada. Devido a isto, foi tomado como referência para o
estudo da composição de preços, o mercado europeu e americano, cuja inserção da
tecnologia está em fase avançada e a base de dados é rica, sólida e acessível.
7.2. Preço dos Módulos Fotovoltaicos no Mercado Internacional
Como citado anteriormente, em função do grande desenvolvimento da indústria e
das tecnologias associadas à fabricação dos painéis fotovoltaicos, vem se tornando cada
dia mais acessível a implementação destes sistemas. Recordando a máxima e já
conhecida “Lei da oferta e da procura”, quanto maior a procura, menores serão os preços
praticados, ressalvados os casos em que o mercado não consegue suprir tal demanda. O
que vem ocorrendo em um panorama global, com relação ao custo dos painéis
fotovoltaicos, é clara diminuição ao longo dos anos.
Na Figura 7.1 é possível ver a vertiginosa queda do preço em um curto espaço de
tempo, no mercado europeu.
46
Figura 7.1 - Curva do preço médio dos painéis de 2000 a 2011. Adaptada de (EPIA, 2011).
Percebe-se que o valor de € 4,2/Wp teve uma queda de aproximadamente 71%,
atingindo o valor de € 1,2/Wp em um período de apenas onze anos. Apesar dessa ser
uma análise focada no maior mercado de tecnologia fotovoltaica no planeta, verifica-se a
mesma tendência nos mercados da China e dos EUA.
No site1 é possível acompanhar o preço médio dos módulos, bem como suas
variações mensais e anuais em diversas partes do globo. As informações trazidas por
estes quadros, corroboram e reforçam ainda mais a análise da Figura 7.1 .
7.3. Preço dos Inversores de Linha no Mercado Internacional
Por ser um equipamento de uso variado e, diferentemente dos painéis solares,
com um vasto rol de fabricantes, os inversores de linha possuem preços conhecidamente
praticados no mercado, e suas variações são tímidas quando comparadas às dos painéis.
Basicamente seu custo depende da potência do equipamento. Para aplicações
residenciais, cujo consumo encontra-se abaixo de 500kWh, como é o foco deste trabalho,
o preço encontra-se na faixa de U$ 0,30/Wp até U$ 0,50/Wp, de acordo com pesquisa
realizada pela empresa pvXchange, que fornece mensalmente as variações de preço de
determinados componentes de SGFV (pvXchange, 2015).
1 http://www.solarserver.com/service/pvx-spot-market-price-index-solar-pv-modules.html
Queda na produção de Silício
47
Apesar de já existirem módulos fotovoltaicos com microinversores integrados,
além de serem mais caros, seu uso no Brasil ainda é embrionário, ressaltando que, até a
data da publicação deste trabalho, não existem normas técnicas nacionais aplicáveis a
esse modelo de sistema.
7.4. Demais Custos
De acordo com a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, estima-se que o custo
dos painéis seja equivalente a 60% do custo total, os inversores 10% e, finalmente, os
demais custos, que englobam todo aparato necessário à implantação do sistema,
represente 30% do valor global do sistema.
7.5. Metodologia Aplicada para Apuração dos Custos de Implantação de um SGFV no Brasil
Em 2012, a EPE veiculou uma nota técnica acerca da implantação da geração
solar no Brasil. Neste trabalho foi feito um levantamento de dados a fim de se analisar o
custo médio de um sistema de geração fotovoltaica em R$/Wp.
A metodologia aplicada para a determinação desses valores pode ser subdividida
em quatro momentos, descritos a seguir:
Em um primeiro estágio, foram coletados dados de valores médios praticados a
nível global, especificamente na Europa e Estados Unidos. O primeiro levantamento foi
outrora realizado pela European Photovoltaic Industry Association – EPIA, no ano de
2011, já o segundo pela própria EPE.
Em um momento seguinte, remove-se a carga tributária aplicável em seu país de
origem, considerada nesses dados levantados, o que retorna o custo do sistema sem a
incidência de impostos.
O terceiro passo é a aplicação da taxa de conversão cambial atual sobre o valor
encontrado no segundo item. Dessa forma, converte-se o valor em U$ (dólares) para R$
(reais).
48
Finalmente, para internalizar o preço de um SGFV no Brasil, agrega-se ao valor
encontrado no terceiro estágio a tributação necessária em solo nacional. Como
referência, segue a Tabela 1 para consulta dos tributos incidentes:
Tabela 1 - Referência para consulta de tributos aplicáveis nos componentes de um SGFV. Elaboração própria através de dados retirados de (ABINEE, 2012).
ALÍQUOTA DO TRIBUTO
II IPI PIS COFINS ICMS ISS
Módulo Fotovoltaico 12% 0% 1,65% 7,60% 0% 0% Inversor de Linha 14% 15% 1,65% 7,60% 12% 0% Estruturas, cabos e miscelânias 0% 10% 1,65% 7,60% 18% 0% Serviços (projetos, registro, instalação, etc) 0% 0% 1,65% 7,60% 0% 5%
Como pode ser visto, já está sendo desconsiderado o ICMS que incidiria sobre o
Módulo Fotovoltaico, devido ao fomento fiscal do Governo.
Via de regra, por meio de estimativas, pode-se afirmar que o custo de
internalização de um SGFV no Brasil é da ordem de 25% superior aos custos praticados
nos mercados europeu e americano, como sugere (EPE, 2012).
Feitas essas considerações, para fins práticos, o custo de investimento em SGFV
no país, é encontrado na Tabela 2.
A cotação do dólar utilizado foi de R$ 2,64 (Banco Central do Brasil, 2015).
Tabela 2 - Custo de investimento em sistemas fotovoltaicos - R$/Wp. Elaboração própria a partir de dados retirados de (EPE, 2012), com o valor do dólar atualizado para 2015.
Custo de Investimento (R$/Wp) Painéis Inversores Demais Custos TOTAL
5,38 0,90 2,69 8,97
Para a avaliação da consistência das estimativas e cálculos feitos, é necessário
ressaltar que os baixos preços ofertados nos EUA e Europa são reflexos de um mercado
já aquecido, competitivo, em que existe sobre oferta de componentes, diferente do atual
cenário brasileiro, onde a curva de inserção da energia fotovoltaica na matriz energética
ainda está em fase de subida, podendo conduzir a valores superiores aos encontrados.
Apesar disso, há de se considerar também, que o mercado no Brasil tem enorme
potencial de crescimento, o que, invariavelmente, trará uma redução desses custos em
um futuro breve.
49
Capítulo 8
Estudo de Caso: Consumidor residencial conectado na rede CEMIG
Neste Capítulo 8 será estudado o caso de consumidores genéricos atendidos em
baixa tensão, cujas curvas de demanda são conhecidas e, a partir dessas, serão feitas as
análises necessárias, para a determinação da viabilidade econômica da implantação de
um sistema de geração distribuída.
Em Outubro de 2012, a empresa de consultoria e engenharia ESCHER, realizou
um estudo denominado “O comportamento da carga dos consumidores e do sistema
elétrico da CEMIG. Campanha de medidas e tipologia”, em que foi feito um levantamento
do comportamento dos diversos usuários da rede CEMIG, de todos os grupos e
subgrupos atendidos por sua rede de distribuição. As mais atuais informações acerca
destes consumidores são encontradas nesse relatório, sendo portanto a fonte de dados
principal utilizada para a análise dos tópicos subsequentes.
Para que o leitor saiba exatamente quais procedimentos serão utilizados nesta
análise, é exibido na Figura 8.1 um diagrama das tarefas a serem concluídas para a
produção do resultado final.
Figura 8.1 – Diagrama de organização das atividades a serem realizadas.
Determinação do Consumidor
Análise da Curva de Demanda
Análise do Potencial de Geração Solar
Relação Energia Gerada e Potência
Instalada
Análise da Fatura Mensal (caso real)
Sobreposição da Curva de Demanda
e da Curva de Geração
Análise Econômica
50
8.1. Determinação do Consumidor Alvo
Na Figura 8.2 é apresentada uma tabela da classificação dos consumidores
atendidos pela rede de Baixa Tensão (residencial, subgrupo B1) da CEMIG, e que será
utilizada para a identificação do consumidor alvo deste trabalho.
Figura 8.2 - Classificação dos consumidores atendidos pela rede CEMIG. Retirado de (ESCHER, 2012).
A primeira premissa para a determinação do consumidor alvo é a exclusão
daqueles classificados como baixa renda, uma vez que os mesmos já recebem subsídios
governamentais para atenuação de sua conta de energia. De acordo com a ANEEL, as
unidades residenciais que consomem até 80 kWh mensais; e as que consomem de 80 até
220 kWh, desde que estejam aptos a receber benefícios de programas sociais para baixa
renda do governo federal, têm direito à tarifa social de energia elétrica, estabelecida pela
lei 10.438/2002 e regulamentada pela ANEEL através das Resoluções 246/2002;
485/2002; e 253/2007. Os descontos na conta vão de 10% a 65% (ANEEL, 2015).
A segunda premissa para a identificação do consumidor alvo pode ser
subdividida em duas, sendo a primeira relacionada com a participação deste frente ao
consumo global de seu subgrupo, e a segunda referente ao número de consumidores
inseridos no rol deste mesmo subgrupo.
Por se tornar oportuno, na Tabela 3 é feita esta análise, pautada nos dados
fornecidos pelo relatório supracitado.
51
Tabela 3 - Participação percentual por faixa de consumo. Elaboração própria através de dados de (ESCHER, 2012).
Faixa de Consumo Consumo (%) Nº de Clientes (%) > 1000 kWh 2,08% 0,17% 501 a 1000 kWh 3,91% 0,72% 351 a 500 kWh 6,28% 2,58% 221 a 350 kWh 18,35% 11,74% 101 a 220 kWh 45,95% 37,91% < 100 kWh 23,43% 46,88%
Apesar de representar 69,38% do consumo total e 84,79% dos usuários do
subgrupo B1, aqueles elencados na faixa de consumo de até 220 kWh não serão alvos
deste trabalho, por motivos justificados anteriormente. Por motivo diametralmente
oposto, figurando apenas 5,99% do consumo e 0,89% dos consumidores, também não
serão objetos deste estudo aqueles cujo consumo seja superior a 501 kWh.
Uma vez feitas as considerações e premissas acima, é possível determinar o
consumidor de interesse. Representando um total de 24,63% do consumo total e
14,32% dos usuários, o alvo deste trabalho serão aqueles compreendidos na faixa de
221 a 500 kWh/mês.
8.2. Análise das Curvas de Demanda
Para analisar a curva de demanda desses usuários, há de se ressaltar que o
relatório traçou diversas análises pautadas no comportamento de cada grupo de
consumidores. Isto significa que, para uma mesma faixa de consumo, existem múltiplas
curvas diferentes, sendo que cada uma representa um percentual dos consumidores
presentes naquela faixa. Dada essa extensa variedade, para a análise feita a seguir, serão
consideradas apenas aquelas curvas com maior representatividade dentro de sua faixa.
Como tratado na seção anterior, a primeira faixa de consumo a ser explorada vai
de 221 a 350 kWh (no relatório, denominada de Faixa 3). Representando 19,19% destes
consumidores, está o consumidor Tipo 12. Em seguida, na faixa compreendida entre 351
a 500 kWh (denominada Faixa 4) estão os consumidores tratados como Tipo 13, cuja
representatividade é de 15,31%.
52
Na Tabela 4 estão compilados os dados do consumo horário de cada um desses
grupos de usuários, em P.U e em kW, sendo este último calculado. Para tanto, foi adotado
como consumo total máximo, o limite superior da faixa e um mês típico de 30 dias. Desta
forma, para a Faixa 3, o limite superior é 350 kWh ou 11,67 kWh/dia e, para a Faixa 4,
500kWh ou 16,67 kWh/dia. Feitas estas considerações, torna-se imediato o cálculo do
equivalente P.U – Demanda (kW), somando-se o total do consumo diário, em kWh e
dividindo-se pelo total em P.U, como apresentada na última linha desta mesma tabela.
Tabela 4 - Potência demandada por hora para consumidores típicos. Elaboração própria através de dados retirados de (ESCHER, 2012).
Faixa 3 Tipo 12
Faixa 4 Tipo 13
HORA P.U. MAX
DEMANDA (kW)
P.U. MAX
DEMANDA (kW)
01:00 0,340 0,35 0,268 0,53 02:00 0,265 0,28 0,225 0,45 03:00 0,239 0,25 0,182 0,36 04:00 0,204 0,21 0,165 0,33 05:00 0,187 0,20 0,167 0,33 06:00 0,239 0,25 0,158 0,31 07:00 0,907 0,95 0,209 0,41 08:00 1,000 1,04 0,259 0,51 09:00 0,949 0,99 0,180 0,36 10:00 0,419 0,44 0,216 0,43 11:00 0,458 0,48 0,333 0,66 12:00 0,618 0,65 0,544 1,08 13:00 0,358 0,37 0,389 0,77 14:00 0,407 0,42 0,382 0,76 15:00 0,340 0,35 0,268 0,53 16:00 0,337 0,35 0,239 0,47 17:00 0,421 0,44 0,293 0,58 18:00 0,384 0,40 0,391 0,77 19:00 0,451 0,47 1,000 1,98 20:00 0,487 0,51 0,730 1,45 21:00 0,604 0,63 0,648 1,28 22:00 0,534 0,56 0,514 1,02 23:00 0,533 0,56 0,353 0,70 00:00 0,487 0,51 0,302 0,60
kW/P.U 1,044 1,980
Na Figura 8.3 é possível visualizar a curva típica de demanda do primeiro caso.
53
Figura 8.3 - Curva de demanda do consumidor Faixa 3 - Tipo 12. Tipologia que representa 19,19% dos consumidores na faixa de consumo de 221 a 350 kWh. Elaboração própria a partir de dados de (ESCHER,
2012).
De maneira análoga, porém para consumidores enquadrados na Faixa 4 (351 a
500kWh), traçou-se a curva exposta na Figura 8.4.
Figura 8.4 - Curva de demanda do consumidor Faixa 4 - Tipo 13. Tipologia que representa 15,31% dos consumidores na faixa de consumo de 351 a 500 kWh. Elaboração própria a partir de dados de (ESCHER,
2012).
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Curva de Demanda: Consumidor Faixa 3 - Tipo 12
Faixa 4 - Tipo 13
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Dem
anda
em
P.U
Hora
Curva de Demanda: Consumidor Faixa 4 - Tipo 13
Faixa 4 - Tipo 13
54
8.3. Avaliação do Recurso Solar Disponível na Região de Interesse
Para avaliar o potencial de geração de energia, através do uso de um sistema
fotovoltaico, é de suma importância a posição geográfica da localidade no qual esse será
instalado. Como mencionado anteriormente, o escopo deste trabalho restringe o estudo
à RMBH.
Semelhante ao “Atlas Solarimétrico” apresentado no Capítulo 6, no ano de 2012, a
CEMIG divulgou o “Atlas Solarimétrico de Minas Gerais”, cujo objetivo é analisar o
recurso solar no estado. Através desta publicação é possível determinar a irradiância
média na região de interesse, viabilizando o cálculo da energia a ser gerada.
Como pode ser verificado na Figura 8.5, a RMBH possui valores médios diários de
radiação solar praticamente idênticos, cujo valor típico é 5,5 kWh/m²/dia. Isto significa
que, para uma área qualquer de 1,0 m², incide uma radiação solar de 5,5 kWh por dia, ao
longo de um ano.
Figura 8.5 - Radiação Solar Média Diária Anual para o estado de Minas Gerais. Adaptada de (CEMIG, 2012).
RMBH
55
8.4. Energia Gerada e Potência Instalada
A partir do valor típico encontrado na seção anterior, é possível calcular a
produção de energia ao longo de um mês. Para tanto, deve-se levar em consideração as
perdas incorridas no processo de conversão da energia fotovoltaica em energia elétrica
efetivamente utilizável. Assim, serão consideradas apenas a eficiência dos módulos e do
inversor, sendo desprezíveis portanto as perdas nos condutores.
Para a eficiência dos módulos, será adotado o valor de 14% (Classificação A, de
acordo com parâmetros do INMETRO), já para o inversor o valor é de 95% (valor médio
pesquisado). Sendo, assim, para o cálculo da energia gerada, utiliza-se a Equação 1:
𝐸𝐸𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔 = 𝐷𝐷 ∗ 𝑔𝑔𝑚𝑚 ∗ 𝜂𝜂𝑚𝑚 ∗ 𝜂𝜂𝑖𝑖 ∗ 𝐴𝐴 (1)
Egerada: Energia total gerada (kWh);
D: Quantidade de dias em um mês (usualmente 30);
rm: Radiação Média Diária (kWh/m²dia);
ηm: Eficiência do módulo fotovoltaico;
ηi: Eficiência do inversor de frequência;
A: Área do módulo fotovoltaico (m²).
Desta forma, o gráfico da Figura 8.6 mostra a relação da energia total gerada em
um mês, em função da área total dos módulos fotovoltaicos.
Figura 8.6 - Energia Gerada (kWh/mês) em função da área total dos módulos.
0
100
200
300
400
500
600
1 2,5 4 5,5 7 8,5 10 11,5 13 14,5 16 17,5 19 20,5 22 23,5 25
Ener
gia
Ger
ada
(kW
h/m
ês)
Área Total dos Módulos (m²)
Energia Gerada x Área Total dos Módulos
Energia Gerada (kWh/mês)
56
Tipicamente, os painéis fotovoltaicos não são comercializados em função de sua
área, mas sim de sua potência máxima (Wp), sendo portanto necessária a análise de
valores comerciais. A fim de quantificar tais valores, foi realizada uma pesquisa de
mercado em dois grandes sites (Neosolar Energia e Minha Casa Solar) de venda de
produtos e equipamentos para instalação de SGFV.
Os dados coletados encontram-se na Tabela 5, e permitem calcular o valor médio
da potência máxima em função da área dos módulos. A constante que determina este
valor é dada pela Equação 2.
𝛼𝛼 = 𝑃𝑃𝑝𝑝𝐴𝐴
(2)
α: Constante Comercial [Wp/m²];
Pp: Potência nominal do painel [Wp];
A: Área do painel [m²]
Tabela 5 - Características construtivas de módulos fotovoltaicos comerciais. Elaboração própria a partir de pesquisa realizada em Janeiro/2015.
Marca Modelo Wp Área (m²) Wp/m² Yingli YL140P-17b 140 1,00 140,06 Solar World SW140 140 1,03 136,35 BYD 140P6-18 140 1,00 139,93 Kyocera KD140SX-UFBS 140 1,01 139,30 Solar Leading SL6P36 140 0,98 142,55 Avproject AVP-150p 150 1,03 145,69 Kyocera KD245GH-4FB2 245 1,64 149,08 Yingli YL 250P 29b 250 1,63 153,05 Kyocera KD250GH-4FB2 250 1,64 152,12
Para uma constante α, pode-se definir uma constante K que relaciona a energia
gerada com a potência instalada, dada pela Equação 3:
𝐾𝐾 =𝐷𝐷∗𝑔𝑔𝑚𝑚∗𝜂𝜂𝑚𝑚∗𝜂𝜂𝑖𝑖
𝛼𝛼 (3)
Para fins gráficos, além dos valores previamente adotados, será atribuído à
constante α o valor de 144,24 Wp/m². Para tanto, calculou-se a média dos módulos
comerciais encontrados na Tabela 5.
Por ser didático, a Equação 4 apresentada a seguir, que é a substituição da
Equação 3 na Equação 1, representa matematicamente a curva disposta na Figura 8.5.
𝐸𝐸𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔 = 𝐾𝐾 ∗ 𝑃𝑃𝑖𝑖 (4)
Pi: Potência instalada/a instalar [Wp]. 57
Figura 8.7 - Energia gerada em função da potência instalada.
8.5. Análise da Fatura Mensal de Energia
A fim de analisar o melhor sistema a ser implementado para o consumidor alvo
deste trabalho, deve-se fazer uma ressalva quanto à fatura mensal de energia. Como
explicado anteriormente, mesmo que o consumidor gere energia suficiente para
compensar seu uso, ele ainda assim pagará pelo custo de disponibilidade.
Conforme o art. 98 da Resolução 414/2011 da ANEEL, o custo de disponibilidade
é o valor mínimo faturável, aplicável ao faturamento de unidades consumidoras do
Grupo “B”, de acordo com o tipo de ligação:
• monofásica: valor equivalente a 30 kWh;
• bifásica: valor equivalente a 50 kWh;
• trifásica: valor equivalente a 100 kWh.
Em um exemplo prático, caso um consumidor gere, ao longo de um mês, 350
kWh, mas só consuma 300 kWh, o mesmo não pagará efetivamente pela energia
consumida – ressalva feita posteriormente (gerando um crédito de 50 kWh para o mês
subsequente), mas tão somente pelo custo de disponibilidade, que para o caso de uma
ligação trifásica, por exemplo, é o equivalente a 100 kWh.
De forma direta, a geração ótima do sistema fotovoltaico deve suprir apenas a
energia efetivamente consumida, já que o custo de disponibilidade estará sempre
0
100
200
300
400
500
600
144,
2428
8,48
432,
7257
6,96
721,
286
5,44
1009
,68
1153
,92
1298
,16
1442
,415
86,6
417
30,8
818
75,1
220
19,3
621
63,6
2307
,84
2452
,08
2596
,32
2740
,56
2884
,830
29,0
431
73,2
833
17,5
234
61,7
636
06
Ener
gia
Ger
ada
(kW
h/m
ês)
Potência Instalada (Wp)
Energia Gerada x Potência InstaladaEnergia Gerada (kWh/mês)
58
presente. Em suma, a cobrança de disponibilidade é sempre feita quando o saldo
(energia consumida – energia gerada) excede o valor típico estabelecido pela ANEEL,
para cada tipo de ligação, como supracitado.
Além do disposto acima, uma importante avaliação a ser feita é quanto a “venda”
da energia gerada para a concessionária. Para ilustrar este tema, segue a Figura 8.8, que
é uma fatura real de um consumidor optante pelo sistema de compensação de energia.
Figura 8.8 – Fatura real de um consumidor, optante pelo SISCEE, atendido pela CEMIG. Os dados pessoais foram omitidos a pedido do cliente.
59
Como pode se perceber, fica clara a diferença de tarifas cobradas sobre a energia
injetada e consumida. Enquanto a primeira possui uma tarifa de R$ 0,56631429, a
segunda (bem como a tarifa de disponibilidade) possui um valor de R$ 0,61015853. Isso
se deve ao fato da concessionária zerar a alíquota do ICMS que incidiria sobre essa
energia injetada, como explicado em seção anterior. Desta forma, um consumidor que
consiga gerar energia suficiente para não só suprir sua demanda, mas também injetar na
rede, será prejudicado, uma vez que o limite a ser compensado é ditado pelo seu
consumo naquele mês, já que o excedente é acumulado para uso em faturas
subsequentes, não sendo possível vendê-la (troca de energia por moeda corrente).
Consequentemente, no caso do consumidor tratado anteriormente, o mesmo está
pagando R$ 5,83 a mais, já que as tarifas se distinguem em R$ 0,04384424, ou seja, um
acréscimo de 13,07% em sua conta.
8.6. Sobreposição da Curva de Demanda e da Curva de Geração
Objetivando atender as regras vigentes de compensação de energia, o
consumidor, antes de instalar o SGFV, deve lembrar que toda energia produzida deve
não somente suprir a demanda durante o período de geração, mas também excedê-
la, de modo que esta seja a mais próxima possível do consumo em horários em que
não haja geração.
Para ilustrar essa situação, o gráfico da Figura 8.9 mostra uma curva real de
geração, construída a partir de informações do inversor instalado na residência
exemplificada, aos 15/01/2015 (há de se considerar o horário de verão), cujo período
de amostragem é de dois minutos. Os dados foram fornecidos pelo mesmo consumidor
que cedeu sua fatura mensal para avaliação.
60
Figura 8.9 - Curva de geração de um sistema real.
Uma vez que a curva de geração encontra-se em P.U, é possível transpô-la para
um dos sistemas estudados, para que seja dado entendimento acerca do tema. Optou-se
por sobrepô-la à curva tratada na Figura 8.3 (Faixa 3 - Tipo 12), e assume-se que toda
energia consumida será compensada pela geração fotovoltaica. Desta forma, expõe-se a
seguinte situação:
Figura 8.10 - Sobreposição das Curvas de Demanda e Geração.
Para compreensão do gráfico exposto, faz-se necessário separá-lo em cinco
momentos, denominados A, B, C, D e E. Os períodos A e E são de igual valor qualitativo,
assim como os períodos B e D.
61
Períodos A e E: Nestes dois intervalos, por não ocorrer incidência solar, não há
geração, sendo toda energia consumida, requisitada da rede básica.
Períodos B e D: No período denominado de B, inicia-se o processo com baixa
geração (sol nascente), uma vez que a incidência solar sobre os módulos não favorece
máxima eficiência. Nesse intervalo ocorre o pico de consumo deste usuário, sendo
necessária a solicitação de energia da rede, já que a geração não é suficiente para suprir
tal demanda. Em D ocorre curso semelhante, mas por motivo diametralmente oposto, já
que neste período o sol está se pondo. Apesar de não ocorrer pico de demanda, ainda
sim o consumo excede a produção, sendo também inevitável a aquisição de energia da
rede.
Período C: Neste período, a geração de energia atinge seu máximo (dadas as
condições climáticas do dia), e não só sobrepõe o consumo, como também gera
excedentes a serem injetados na rede a fim de compensar a energia requisitada em
outros momentos.
Por ser didática, apresenta-se a Figura 8.11, na qual o gráfico ressalta a diferença
entre produção e consumo. Vê-se claramente os períodos A, B, D e E como negativos, ou
seja, há necessidade de consumo de energia fornecida pela rede, ao passo que,
representada pela área positiva do gráfico, está toda a energia excedente injetada na
rede.
Figura 8.11 - Diferença entre energia gerada e da energia requisitada da rede.
62
8.7. Análise Econômica
Para avaliar os aspectos econômicos envolvidos na implantação do sistema de
geração fotovoltaico conectado na rede, é necessário organizar as informações de forma
a atingir o resultado esperado. Para tanto, esta seção será subdivida de forma a facilitar
a visualização e acompanhamento da estratégia adotada. Serão avaliados dois
consumidores genéricos simultaneamente. O primeiro, cujo consumo é de 350 kWh com
ligação bifásica, e o segundo, consumindo 500 kWh e ligação também bifásica. Os demais
dados necessários serão conforme adotados previamente ou apresentados quando
oportuno.
Serão analisados os seguintes cenários:
Cenário 1 (Consumidor Faixa 3 – Tipo 12) e Cenário 2 (Consumidor Faixa 4 –
Tipo 13):
• Caso em que a geração é igual ao consumo, ou seja, não há excedentes e o
consumidor paga pelo custo de disponibilidade. Há compensação total.
Cenário 3 (Consumidor Faixa 3 – Tipo 12) e Cenário 4 (Consumidor Faixa 4 –
Tipo 13):
• Caso em que a geração é suficientemente menor que o consumo, de tal
forma que o consumidor não seja cobrado pelo custo de disponibilidade.
Há portanto compensação parcial.
8.7.1. Dados Preliminares
O primeiro passo para a análise de cenários é o levantamento de dados
preliminares, isto é, elencar os valores das tarifas e do consumo/geração médio mensal.
Conforme informações anteriores, os consumidores analisados não se enquadram
no grupo baixa renda, portanto não recebem qualquer tipo de incentivo fiscal ou
descontos em suas faturas. De acordo com (CEMIG, 2015) , o ICMS incidente sobre a
tarifa de consumo é de 30% e, o valor desta tarifa, já com incidência tributária é de R$
0,6133684 (CEMIG, 2015). Desta forma, a tarifa de injeção será apenas 70% do valor
praticado.
63
Outro ponto importante é no que concerne ao custo de disponibilidade. Nos
Cenários 3 e 4, a energia gerada é suficientemente menor que o consumo, de forma que
não seja cobrada tal exação.
Na Tabela 6 estão reunidas as informações preliminares.
Tabela 6 - Dados preliminares para análise dos cenários.
Consumo Mensal (kWh)
Geração Mensal (kWh)
Tarifa de Consumo (R$/kWh)
Tarifa de Injeção (kWh)
Cenário 1 350,00 350,00 0,6133684 0,4293579
Cenário 2 500,00 500,00 0,6133684 0,4293579
Cenário 3 350,00 300,00 0,6133684 0,4293579
Cenário 4 500,00 450,00 0,6133684 0,4293579
8.7.2. Informações Técnicas
Em um segundo momento é necessário a aquisição de informações técnicas
acerca dos painéis, bem como a adoção de determinadas premissas.
Como assumido anteriormente, para cálculo da energia gerada pelo sistema,
serão adotados os valores da Tabela 7, para todos os cenários. A constante α foi
calculada conforme Equação 2.
Tabela 7 - Valores adotados para o cálculo da geração de energia.
Dias de Geração
(dias)
Radiação Média Anual (kWh/m²dia)
Eficiência dos Módulos
(%)
Potência de Cada Painel
(Wp)
Área de Cada Painel (m²)
α (Wp/m²)
Eficiência do Inversor
(%) 30 5,50 14,00 144,24 1,00 144,24 95,00
8.7.3. Potência a Instalar
De posse das informações supracitadas, é possível calcular a potência a ser
instalada em cada cenário. Toma-se por premissa que toda energia gerada é totalmente
compensada, não havendo excedentes em nenhum dos casos estudados.
64
Recorrendo à Equação 3, e dados prévios, é possível calcular a constante K, que
será igual para todos os cenários, já que os valores adotados são iguais. Desta forma,
para os dados da Tabela 7:
K = 0,15214 kWh/Wp
A partir destas informações, e utilizando a Equação 4, fica imediato o cálculo da
potência a ser instalada em cada sistema, como pode ser visto na Tabela 8.
Tabela 8 - Potência do sistema a ser instalado em cada cenário.
K
(kWh/Wp)
Geração Mensal (kWh)
Potência a Instalar (kWp)
Cenário 1 0,15214 350,00 2,30
Cenário 2 0,15214 500,00 3,29
Cenário 3 0,15214 300,00 1,97
Cenário 4 0,15214 450,00 2,96
8.7.4. Custo de Cada Sistema
Para calcular o custo final de cada projeto, serão utilizados os dados já coletados e
alocados na Tabela 2.
Uma vez conhecida a potência a instalar em cada sistema, basta multiplicar seu
valor pelo custo em Wp, obtendo portanto, o valor final do sistema instalado e
regularizado. Assim:
Tabela 9 - Custo final de cada projeto.
Potência a Instalar (kWp)
Custo (R$/Wp)
Custo Final (R$)
Cenário 1 2,30 8,97 20.635,60
Cenário 2 3,29 8,97 29.479,43
Cenário 3 1,97 8,97 17.687,66
Cenário 4 2,96 8,97 26.531,48
65
8.7.5. Fluxo de Caixa
Para dar sequência ao cálculo da viabilidade econômica dos empreendimentos, é
de fundamental importância a análise do fluxo de caixa (montante que entra em um
projeto, deduzidos os custos) pós implantação do sistema. Apesar de não ocorrer
efetivamente entrada de caixa (dinheiro), o não desembolso é tratado como tal.
Uma vez realizadas todas as considerações anteriores, pode-se expressar os
resultados obtidos, para cada cenário, nas tabelas que seguem. É preciso observar que o
valor a ser pago não inclui taxas como a de Iluminação Pública, já que as mesmas são
cobradas independente de qualquer sistema de compensação (estão presentes em todos
os cenários analisados).
Tabela 10 - Economia mensal realizada para o consumidor presente no Cenário 1.
Pré Implantação SGFV
Pós Implantação SGFV
Tarifa de Consumo (R$/kWh) 0,6133684 0,6133684 Consumo (kWh) 350,00 350,00 Consumo (R$) 214,68 214,68 Disponibilidade (kWh) 0,00 50,00 Disponibilidade (R$) - 30,67 Despesa 214,68 245,35 Tarifa de Injeção (R$/kWh) 0,4293579 0,4293579 Energia Injetada (kWh) 0,00 350,00 Energia Injetada (R$) - 150,28 Receita - 150,28 Valor a ser Pago* R$ 214,68 R$ 95,07 Economia R$ 119,61
66
Tabela 11 - Economia mensal realizada para o consumidor presente no Cenário 2.
Pré Implantação SGFV
Pós Implantação SGFV
Tarifa de Consumo (R$/kWh) 0,6133684 0,6133684 Consumo (kWh) 500,00 500,00 Consumo (R$) 306,68 306,68 Disponibilidade (kWh) 0,00 50,00 Disponibilidade (R$) - 30,67 Despesa 306,68 337,35 Tarifa de Injeção (R$/kWh) 0,4293579 0,4293579 Energia Injetada (kWh) 0,00 500,00 Energia Injetada (R$) - 214,68 Receita - 214,68 Valor a ser Pago* R$ 306,68 R$ 122,67 Economia R$ 184,01
Tabela 12 - Economia mensal realizada para o consumidor presente no Cenário 3.
Pré Implantação SGFV
Pós Implantação SGFV
Tarifa de Consumo (R$/kWh) 0,6133684 0,6133684 Consumo (kWh) 350,00 350,00 Consumo (R$) 214,68 214,68 Disponibilidade (kWh) 0,00 0,00 Disponibilidade (R$) - - Despesa 214,68 214,68 Tarifa de Injeção (R$/kWh) 0,4293579 0,4293579 Energia Injetada (kWh) 0,00 300,00 Energia Injetada (R$) - 128,81 Receita - 128,81 Valor a ser Pago* R$ 214,68 R$ 85,87 Economia R$ 128,81
67
Tabela 13 - Economia mensal realizada para o consumidor presente no Cenário 4.
Pré Implantação SGFV
Pós Implantação SGFV
Tarifa de Consumo (R$/kWh) 0,6133684 0,6133684 Consumo (kWh) 500,00 500,00 Consumo (R$) 306,68 306,68 Disponibilidade (kWh) 0,00 0,00 Disponibilidade (R$) - - Despesa 306,68 306,68 Tarifa de Injeção (R$/kWh) 0,4293579 0,4293579 Energia Injetada (kWh) 0,00 450,00 Energia Injetada (R$) - 193,21 Receita - 193,21 Valor a ser Pago* R$ 306,68 R$ 113,47 Economia R$ 193,21
8.7.6. Prazo de Retorno de Investimento (PRI)
O PRI é um indicador simples, que mostra o tempo necessário para que o usuário
recupere tudo o que foi investido. Por sua simplicidade este é um método limitado, uma
vez que não é considerado risco, correção monetária, depreciação, etc. Apesar disso, sua
aplicabilidade é suficiente para a análise econômica dos projetos em questão.
De acordo com (SEBRAE, 2015), a fórmula para calcular o PRI é dada pela
Equação 5, abaixo:
𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 = 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑔𝑔𝐼𝐼𝐼𝐼𝑖𝑖𝐼𝐼𝑔𝑔𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 𝑇𝑇𝐼𝐼𝐼𝐼𝑔𝑔𝑇𝑇𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝑔𝑔𝐼𝐼 𝐿𝐿í𝑞𝑞𝐿𝐿𝑖𝑖𝑔𝑔𝐼𝐼
(5)
Para a Equação 5, considera-se Lucro Líquido a economia anual feita por cada
usuário, ou seja, a economia mensal multiplicada por doze. Desta forma, os resultados
são encontrados na Tabela 14.
68
Tabela 14 - PRI calculado para cada cenário estudado.
Investimento Total
(R$) Economia Mensal
(R$) Economia Anual
(R$) PRI
(anos) Cenário 1 20.635,60 119,61 1.435,32 14,4 Cenário 2 29.479,43 184,01 2.208,12 13,4 Cenário 3 17.687,66 128,81 1.545,72 11,4 Cenário 4 26.531,48 193,21 2.318,52 11,4
8.7.7. Análise dos Resultados
Analisando os resultados obtidos, percebe-se como pode ocorrer equívoco por
parte do consumidor caso não seja feita uma análise correta das variáveis envolvidas no
processo. Em uma leitura superficial da Resolução Normativa nº 482/2012, existe uma
forte tendência de se concluir que quanto maior a geração (desde que esta não tenha
excedentes) melhores serão os resultados obtidos na fatura ao fim do mês. Como não há
menção sobre o custo de disponibilidade, não fica evidenciado o fato de que, nestas
situações, o maior nem sempre é o melhor.
Confrontando os resultados dos Cenários 1 e 3 e dos Cenários 2 e 4 fica claro que,
para um mesmo consumidor, cuja tipologia de consumo não se altera após implantação
do sistema (consumo se mantêm o mesmo), a instalação de um arranjo no qual a geração
é igual ao seu consumo se torna economicamente inviável. Além do fato de que o
investimento inicial é maior (cerca de 17% maior no Cenário 1 em relação ao Cenário 3,
e de 11% maior entre o Cenário 2 e o Cenário 4), o prazo de retorno também o é (2 anos
para o Cenário 1 em relação ao Cenário 3, e 3 anos para o Cenário 2 para o Cenário 4).
Já na implantação de um sistema suficientemente menor, cuja geração seja capaz
de suprir parte da demanda, requisitando uma parte de seu consumo da rede, há clara
vantagem em relação ao sistema de compensação total, por motivo diametralmente
oposto, dado um menor investimento inicial, menor prazo de retorno bem como maior
economia anual causada pela eliminação do custo de disponibilidade.
69
Capítulo 9
Conclusões
Ao término deste trabalho, foi possível realizar um amplo estudo das diversas
iniciativas espalhadas pelo mundo, no sentido de renovar a forma como é utilizada e
produzida a energia elétrica, através da integração dos consumidores à rede de
distribuição, o que possibilita um ambiente favorável à expansão dos Smart Grids.
Diversos países tratam o tema de forma extremamente prioritária, como é o caso da
Alemanha e dos Estados Unidos, que investem bilhões a fim de aprimorar o setor
energético.
Apesar de ser um tema relativamente novo no Brasil, já existem iniciativas
governamentais de agências como a ANEEL, com o objetivo de integrar o sistema, dando
passos importantes na construção de um sistema seguro, robusto e sustentável.
O estudo destas disposições, bem como das legislações atuais, permitiu traçar
diretrizes econômicas na construção de um sistema residencial de geração solar, locada
na RMBH, no estado de Minas Gerais.
Através destas diretrizes, e do estudo de viabilidade técnica de implantação deste
sistema cria-se a possibilidade de analisar o custo benefício, bem como o retorno
financeiro de tal aplicação.
Para possíveis estudos futuros, sugere-se:
• Utilização de concentradores fotovoltaicos para aumento da eficiência dos
módulos;
• Mecanismos para a redução da temperatura dos módulos;
• Aproveitamento térmico do calor gerado pelas placas;
• Avaliação do FDI (Fator de Dimensionamento de Inversores) para otimização do
custo do SGFV;
• Análise do impacto da mudança de um ambiente de compensação de energia para
um de tarifação tipo horosazonal (tarifa branca);
70
• Desenvolvimento de sistemas de controle a fim de reduzir ao máximo o consumo
nas horas mais produtivas de geração, possibilitando uma maior injeção na rede;
71
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